ЛР 1

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
СЕМИПАЛАТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
имени ШАКАРИМА
КАФЕДРА ТЕХНИЧЕСКАЯ ФИЗИКА
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ЛАБОРАТОРНО-ПРАКТИЧЕСКОГО ЗАНЯТИЯ
«КОНСТРУКЦИОННЫЕ СХЕМЫ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ АЭС,
ОБОГРЕВАЕМЫХ ВОДОЙ»
Семипалатинск 2005
Степанова О.А. Методические указания для проведения лабораторнопрактического занятия «Конструкционные схемы парогенераторов АЭС, обогреваемых водой». – Семипалатинск, СГУ имени Шакарима, 2005. – 16 с.
РАССМОТРЕНЫ на заседании кафедры «Техническая физика»
протокол №_____от «_____»________________________2005 г.
Зав. кафедрой
Ж.Р. Жотабаев
РЕКОМЕНДОВАНЫ к использованию методическим бюро Технологического института
протокол №_____от «______»_______________________2005 г.
Председатель
Г.Т. Кажибаева
2
Конструкционные схемы парогенераторов АЭС,
обогреваемых водой
1 Цель работы: изучит конструкционные схемы парогенераторов АЭС,
обогреваемых водой.
2 Теоретическая часть
2.1 Введение
Парогенератор (ПГ) – теплообменный аппарат для производства пара за счет
теплоты первичного теплоносителя. Первичный теплоноситель в ПГ имеет практически всегда одноходовое преимущественно принудительное движение.
В общем случае в ПГ можно выделить экономайзерную часть, где теплоноситель нагревается до температуры насыщения, испаритель, где генерируется пар, и
пароперегреватель, где пар нагревается до температуры выше температуры насыщения. Конструктивно экономайзер, испаритель и пароперегреватель могут быть
объединены в общем корпусе или разделены на самостоятельные элементы.
По способу организации движения вторичного теплоносителя в испарителе ПГ
делятся на ПГ с организованной и неорганизованной циркуляцией и прямоточные
ПГ. При наличии циркуляции расход теплоносителя в несколько раз превышает паропроизводительность. В прямоточных парогенераторах весь поступающий в испаритель теплоноситель преобразуется в пар. Организованная циркуляция теплоносителя может быть естественной вследствие изменения плотности теплоносителя и
принудительной, осуществляемой специальными циркулятами (циркуляционными
насосами).
ПГ работают в условиях высоких тепловых и механических нагрузок, подвергаются действию коррозии, а в ярде случаев и ионизирующих излучений. Теплоноситель первого контура всегда радиоактивен.
Основные требования, предъявляемые к ПГ АЭС:
простота конструкции и надежность (прежде всего – герметичность соединений);
обеспечение необходимой производительности и параметров при всех заданных режимах работы;
минимальные габариты и масса;
минимальные гидравлические сопротивления;
технологичность изготовления;
возможность осмотра и контроля наиболее ответственных элементов;
простота дезактивации;
ремотоспособность;
минимальная стоимость.
3
2.2 Параметры парогенератора
Температура водного теплоносителя t1 на входе в ПГ тем выше, чем выше давление в реакторе p1 . Не смотря на то, что технически можно осуществить реактор,
трубопроводы и ПГ с давлением вплоть до критического, по экономическим соображениям давление в реакторе ограничено до 17 МПа. Реакторы, охлаждаемые водой, не допускают ее вскипания (за исключением поверхностного кипения), поэтому на выходе из реактора должен быть определенный недогрев t н до температуры
насыщения t s1 , соответственно давлению p1 . Следовательно, температура на выходе из реактора равна t1  t s1  t н . Максимально возможная температура рабочего
тела t 2 на выходе из ПГ определяется величиной t1 и температурным напором tвх
на входе теплоносителя в ПГ: t 2  t1  tвх . Другой характерной температурой рабочего тела является температура его насыщенного пара t s 2 при давлении в испарителе p2 . Ее значение определяется температурой теплоносителя t1исп и темперавых
турным напором tисп на выходе из испарителя.
Охлаждение теплоносителя в ПГ до конечной температуры t1 в общем случае
осуществляется в пароперегревателе, испарителе и экономайзере соответственно на
величины t1пп , t1исп , t1эк . Температура теплоносителя на выходе из испарителя
t1исп  t1  t1пп  t1исп , а температура насыщенного рабочего тела в нем
вых
t s 2  p2   t1исп  tисп
.
Ориентировочное соотношение параметров теплоносителя и рабочего тела
представлено в таблице 1. Из таблицы 1 видно, что при достижении максимально
возможных давлений насыщенного пара, вырабатываемого ПГ, перегрев пара небольшой (не более 30 оС). Заметный перегрев при водном теплоносителе может
быть получен при низких давлениях насыщенного пара. Перегрев пара целесообразен только тогда, когда исчерпаны возможности повышения давления насыщенного
пара. Максимально возможный перегрев пара в ПГ с водным теплоносителем 30 оС
не дает заметного повышения к.п.д. цикла, но требует усложнения конструкции ПГ.
Поэтому действующие мощные АЭС с водным теплоносителем работают на насыщенном паре без перегрева.
Но следует иметь в виду, что даже небольшой перегрев пара 20 оС заметно изменит условия работы турбины, повысив ее надежность и к.п.д. В первую очередь
это скажется на повышении надежности работы регулирующих органов, проточной
части и особенно ее последних ступеней за счет снижения интенсивности коррозионно-эрозионных процессов. Такой перегрев окажет влияние и на экономические
показатели турбины, так как можно будет более уверенно выбрать разделительное
давление для установки сепаратора-пароперегревателя (СПП) турбины и получить
некоторое повышение к.п.д. в ее ступенях. Возможность осуществления перегрева
пара в ПГ на АЭС с реакторами, охлаждаемыми водой под давлением, в первую
очередь зависит от выбранного давления в реакторе, принятой конструкционной
4
схемы ПГ и наличия соответствующих надежных материалов для изготовления пароперегревателя. Одним из используемых материалов является безникелевая сталь
08Х14М.
В настоящее время эксплуатируют несколько ПГ, вырабатывающих перегретый пар.
Таблица 1 – Соотношение параметров водного теплоносителя и рабочего тела
Параметр
Значение
Давление теплоносителя на входе в паро10
14
20
генератор, МПа
Температура теплоносителя на входе в
284
310
340
парогенератор, оС
Температура, оС:
теплоносителя на выходе из испарителя
264
290
320
насыщенного пара
244
270
300
Температурный напор на выходе из испа20
20
20
рителя, оС
Давление насыщенного пара, МПа
3,7
5,6
8,8
Возможная температура рабочего тела на
274
300
330
выходе из ПГ, оС
Возможный перегрев рабочего тела, оС
30
30
30
В таблице 2 представлены параметры АЭС с насыщенным паром в качестве
теплоносителя I блока Белоярской АЭС и АЭС малой мощности во Франкфурте-наМайне.
Таблица 2 – Параметры АЭС с насыщенным паром в качестве теплоносителя
Название АЭС
Параметры теплоносителя
Параметры рабочего тела
p1 ,
t1 ,
t1 ,
p2 ,
t 2 ,
t 2 ,
о
о
о
о
МПа
С
С
МПа
С
С
Белоярская АЭС
15,0
340
240
11,0
317
197
АЭС во
6,4
278
222
4,8
260
177
Франкфурте-на-Майне
В настоящее время АЭС такого типа как Белоярская свое развитие прекратили,
уступив место чисто одноконтурным, но краткое рассмотрение основных агрегатов
таких блоков сохраняет определенный интерес в развитии техники.
Сравнение данных таблиц 1 и 2 показывает, насколько насыщенный пар как
теплоноситель эффективнее воды. Если для получения в ПГ, обогреваемом водой,
насыщенного пара умеренного давления требуется иметь превышение p1 над p2
примерно в 2,5 раза, то в первом случае p1 отличается от p2 несущественно.
5
2.3 Конструкционные схемы
При создании высокоэкономичных и надежных парогенераторов большое значение имеет правильный выбор его конструкционной схемы. Характеристиками,
определяющими схему ПГ в целом и его отдельных элементов, являются: способ
омывания теплопередающей поверхности и ее форма, компоновка элементов, принцип движения рабочего тела и т.д. Выбор и обоснование каждой характеристики
ведутся последовательно в процессе проектирования и окончательно уточняются
при завершении конструкторского расчета.
Первый вопрос рассмотрения – способ омывания теплопередающей поверхности. Рекомендуется среду с большим давлением направлять в каналы с меньшим эквивалентным диаметром, соблюдая принцип противотока. Рациональная форма поверхности теплопередачи выбирается из условий достижения наибольшей компактности и предотвращения температурных напряжений. Первое из них связано с размером поверхности теплопередачи и ее компоновки, а второе обусловливается требованиями надежности. Температурные напряжения возникают вследствие сочетаний в конструкциях элементов с существенно различными температурами или при
использовании материалов с разными коэффициентами линейного расширения, а
также в элементах большой толщины со значительным перепадом температуры в
них. Первые могут быть устранены применением специальных компенсаторов или
самокомпенсацией элементов.
Компенсаторы могут быть выполнены на корпусе или непосредственно в поверхности теплопередачи. Наиболее простым компенсатором труб поверхности
теплопередачи является предварительных их прогиб. В этом случае компенсация
разницы температурных удлинений труб и корпуса будет осуществляться изменением прогиба. На корпусе компенсатор выполняется в виде сильфона. Но такой
способ мало пригоден вследствие высоких давлений, больших габаритных размеров
и толщин корпусов. Наиболее целесообразна самокомпенсация труб поверхности
теплопередачи. Она возможна при отсутствии жесткого крепления труб на обоих
концах корпуса и в случае применения труб в форме змеевиков. Трубные змеевики
могут быть плоскими, винтовыми и спиральными. Простейшим плоским змеевиком
является змеевик с одним гибом – U-образная трубка. Змеевики с большим числом
гибов как плоские, так и винтовые, и особенно спиральные усложняют и удорожают
поверхность теплопередачи, а увеличение числа сварных соединений усложняет
обеспечение надежности. Если площадь поверхности теплопередачи невелика и не
требуется повышенная компактность теплообменника, то более целесообразной
формой самокомпенсирующейся поверхности будет U-образная. Схемы теплообменников с U-образной, змеевиковой и винтовой поверхностями представлены на
рисунке 1.
6
а
в
б
а ) схема теплообменника с плоскими U-образными трубками;
б ) схема теплообменника с плоскими змеевиками;
в ) схема теплообменника с винтовыми змеевиками
Рисунок 1 – Схемы теплообменников
со змеевиковыми поверхностями теплообмена
Полную самокомпенсацию обеспечивает применение поверхности теплообмена из обратных элементов – трубок Фильда (рисунок 2).
7
Рисунок 2 – Теплообменник с обратными элементами
Окончательный выбор рассмотренных самокомпенсирующихся форм поверхностей теплопередачи должен проводиться на основе технико-экономических соображений с учетом стоимости изготовления, удобств монтажа и надежности эксплуатации.
В ряде случае (для прямоточных ПГ с перегревом пара) может оказаться более
целесообразным применение жестких, без самокомпенсации конструкций в виде
прямых трубных пучков с креплением обоих концов труб. В этом случае желательно применять для труб, корпуса и камер один и тот же материал (или разные материалы с близкими температурными коэффициентами линейного расширения) и
предусмотреть меры сближения температур стенок элементов теплообменника (рисунок 3). Однако при разработке специальных мер, направленных на снижение температурных напряжений до допустимых значений, возможно применение материалов с заметно отличающимися коэффициентами линейного расширения.
Большое влияние на конструкционную схему теплообменника оказывает способ ввода поверхности теплопередачи в корпус, который может быть осуществлен
разными способами:
с трубными досками (рисунок 1 а );
с внешними коллекторами (рисунок 1 б );
с внутренними коллекторами (рисунок 1 в ).
Наиболее простое решение имеет первый способ. Но для мощных теплообменников с высокими перепадами давлений p1 и p2 и температур t1 и t 2 требуется
толстостенная и поэтому технологически неудобная трубная доска, в которой также
возникают существенные температурные напряжения.
Схема с внешними коллекторами удорожает корпус, так как предусматривает
большое число вводов и выводов труб чрез стенку корпуса. Такая схема при высоком давлении в корпусе нецелесообразна.
Схема с внутренними коллекторами несколько сложнее и дороже, чем схема с
трубными досками, но она более технологична при существующих способах изготовления и более надежна (из-за отсутствия температурных напряжений в соответствующем элементе). С выбранной схемой ввода поверхности теплопередачи в корпус связана и конфигурация последнего. Теплообменники могут быть с прямым
(рисунки 1, 2) и с U-образным корпусом (рисунок 4). U-образный корпус может
8
быть осуществлен только для U-образных труб. Основным преимуществом его является разделение трубных досок входной и выходной камер, что очень важно, когда t1  t1 . Разделение входной и выходной камер может быть существенно и для
прямого корпуса без нарушения принципа самокомпенсации элементов теплообменника в случае применения П-образных корпусов и труб поверхности теплообмена (рисунок 5). П-образная форма требует варки в корпусе двух патрубков большого диаметра, что усложняет конструкцию корпуса.
Компоновка элементов ПГ может быть осуществлена по-разному. В одном варианте экономайзер и испаритель представляют собой самостоятельные теплообменники, соединенные последовательно, в другом их поверхности объединены в
одном корпусе.
Некипящий водяной экономайзер – наиболее простой элемент ПГ: его поверхность теплопередачи с обоих сторон омывается однофазными средами - водой. Интенсивность теплоотдачи как со стороны теплоносителя, так и рабочего тела почти
одинаковая и высокая. Количество предаваемого в нем тепла умеренно, а средний
температурный напор достаточно высок. В связи с этим площадь поверхности теплообмена сравнительно невелика. Отдельно вынесенный водяной экономайзер должен по возможности выполняться по самой простой схеме (например, по схеме на
рисунке 1 а ). Движение подогреваемой воды в межтрубном пространстве может
быть или продольным, или многократно-поперечным. При объединении водяного
экономайзера с испарителем в одном корпусе возможны два варианта.
В одном поверхность теплопередачи водяного экономайзера обособлена и сохраняет все признаки экономайзера (омывание однофазной средой с обеих сторон).
При движении теплоносителя по трубам такой вариант осуществляется выделением
части поверхности специальным кожухом. Второй вариант объединения экономайзерной и испарительной поверхностей заключается в полной ликвидации самостоятельной подогревательной поверхности. Общая поверхность ничем не разделяется,
омывается водой с температурой насыщения, и производство пара имеет место по
всей поверхности нагрева. Количество произведенного пара в этом случае будет
больше заданной паропроизводительности ПГ на величину, необходимую для подогрева конденсирующимся паром питательной воды до температуры насыщения при
подаче ее в испаритель.
Во втором случае совмещение экономайзера с испарителем возможно только
при условии когда t1  t s 2 . Отдельно вынесенный (или выделенный) экономайзер
обязателен при условии t1  t s 2 . На АЭС с водным теплоносителем в настоящее
время, как правило, t1  t s 2 . Решение о совмещении экономайзера с испарителем
принимается на основе технико-экономических расчетов. При совмещенной схеме
уменьшаются затраты на корпуса и соединительные трубопроводы. Площадь поверхности теплопередачи определяется средними значениями коэффициента теплопередачи и температурного напора. Для рассматриваемого случая интенсивность
теплообмена для всей поверхности выше, а средний температурный напор для совмещенной поверхности ниже, чем для отдельной экономайзерной.
9
1- дренаж; 2 – монтажные отверстия; 3 – дистанционирующие пластины;
4 – кожух; 5 – коллектор питательной воды; 6 – отверстия для прохода пара
в опускной участок; 7 – воздушник; 8 – лаз; 9 – устройство для впрыска
питательной воды; 10 – трубки; 11 – дистанционирующие решетки
Рисунок 3 – Вертикальный прямоточный ПГ
10
Рисунок 4 – Теплообменник с U-образным корпусом
Рисунок 5 – Теплообменник с П-образным корпусом
Следующая задача при выборе схемы ПГ – определение вида циркуляции рабочего тела в испарителе. Практически можно осуществлять любой тип испарителя:
прямоточный, с многократно-принудительной или естественной циркуляцией. Для
испарителя с погруженной поверхностью естественная циркуляция рабочего тела в
межтрубном пространстве является единственным решением. При этом кипение
происходит по закономерностям, характерным для большого объема.
Пар, образующийся по всей поверхности, будет подниматься к верхним рядам
труб, а вода поступать к любому сечению поверхности под влиянием массовых сил,
действующих в кипящем объеме (естественная конвекция).
Собранный в верхней части испарителя пар перед поступлением в отводящий
паропровод должен быть осушен до малого водосодержания (влажности). Для тур11
бин, работающих на насыщенном паре, влажность пара на выходе из ПГ не должна
превышать 0,25%.
Отделение пара от воды и осушка его в испарителях с многократной циркуляцией осуществляются в специальных сепарационных устройствах различной конструкции. По принципу осуществления сепарации пара ПГ с много кратной циркуляцией могут быть разделены на две группы.
Совмещение производства и сепарации пара в одном корпусе увеличивает его
размеры. Размещение поверхности теплообмена и сепарационного объема в разных
корпусах приводит к уменьшению размеров каждого корпуса, но суммарная затрата
металла при этом не уменьшается. Если в однокорпусном испарителе необходимая
сухость пара не может быть достигнута естественной сепарацией, то применяется
двухступенчатая механическая сепарация. Та или иная схема сепарации для конкретных условий должна выбираться на основании технико-экономического анализа с учетом затрат металла, условий эксплуатации, технологии изготовления и т.д.
Проектирование, сооружение и эксплуатация ПГ АЭС с реакторами, охлаждаемыми водой под давлением развивалось по двум направлениям. В СССР показали
высокую надежность, возможность осуществления в единичном агрегате большой
производительности и хорошие эксплутационные качества однокорпусные горизонтальные ПГ с погруженной поверхностью нагрева. В США на таких АЭС применяются вертикальные однокорпусные ПГ, также с погруженной поверхностью нагрева. Массовые и габаритные характеристики, площадь поверхности нагрева этих ПГ
и горизонтальных практически одинаковы. В горизонтальных ПГ проще и надежнее
осуществляется сепарация пара, в то время как в вертикальных очень высоки
нагрузки парового объема, и требуемая влажность пара достигается применением
сложной схемы сепарации. Вместе с тем вертикальные ПГ с трубными досками по
сравнению с горизонтальными более компактно устанавливаются в помещении
первого контура, что важно при размещении его в защитном кожухе.
Надо иметь в виду, что однокорпусные ПГ с погруженной поверхностью
нагрева подходят к границе дальнейшего повышения единичной мощности. Но резервы в этом направлении еще есть. В частности, это может быть достигнуто снижением технологического запаса площади поверхности нагрева, что может быть
осуществлено при уверенности обеспечения надлежащей надежности трубок и мест
соединения их с коллекторами (камерами). Резервы повышения производительности рассматриваемых ПГ могут быть получены при совершенствовании систем сепарации и отвода пара, особенно в сочетании с установкой в корпусе пароперегревательной поверхности, что дает возможность уменьшить высоту парового объема,
а следовательно, увеличить объем для размещения испарительной поверхности.
Более уверенно можно предполагать возможность повышения единичной
мощности применительно к однокорпусным вертикальным ПГ с многоступенчатой
механической сепарацией.
При выявившейся необходимости дальнейшего значительного увеличения паропроизводительности единичного ПГ следует рассмотреть схему с вынесенным
сепарационным объемом. Сепарация в ПГ такого типа будет осуществляться проще
и надежнее, чем в ПГ с внутрикорпусной сепарацией. Такая схема допускает подсо12
единение к сепарационному барабану нескольких испарительных корпусов, как горизонтальных, так и вертикальных.
В первое десятилетие развитие ядерной энергетики для АЭС с водо-водяными
реакторами предлагались конструкции секционных канальных ПГ (рисунок 6). Поверхность нагрева таких ПГ состоит из большого числа секций (модулей), соединенных параллельно по теплоносителю и рабочему телу.
1 – коллектор сухого пара; 2 – сепарационный барабан;
3 – входной коллектор теплоносителя; 4 – опорная конструкция;
5 – выходной коллектор теплоносителя; 6 – секция; 7 – подъемные трубы;
8 – опускные трубы; 9 – детали подвесной опоры барабана; 10 – потолок бокса ПГ
Рисунок 6
13
Каждая секция выполняется из U-образных труб поверхности нагрева. Трубы
поверхности нагрева заключены в корпус, выполненный из U-образной трубы
большого диаметра. Такие ПГ полностью могут быть собраны на заводе с проверкой на испытательных стендах. Положительным для такого ПГ является возможность замены поврежденной секции. Производство таких секций было освоено в
свое время в ЧССР. Основные недостатки секционных ПГ – сложность раздачи и
сбора теплоносителя и рабочего тела и большая металлоемкость. Эти недостатки не
дали возможности секционным ПГ конкурировать с хорошо освоенными однокорпусными ПГ с погруженной поверхностью нагрева.
Основные принципы выбора конструкционных схем ПГ, обогреваемых насыщенным паром, целесообразно рассматривать на примере ПГ I блока Белоярской
АЭС (рисунок 7).
1 – некипящий водяной экономайзер;
2 – кипящий водяной экономайзер; 3 – испаритель
Рисунок 7
14
ПГ состоит из отдельно выполненных испарителя, кипящего и некипящего
экономайзеров. Наличие отдельно вынесенного экономайзера объясняется необходимостью переохлаждения конденсата и сепарата (отсепарированная из пароводяной смеси в сепараторе реактора вода) перед входом в реактор. Давления теплоносителя и рабочего тела близки друг к другу ( p1  p2 = 4 МПа), поэтому выбор способа омывания поверхности теплообмена в основном определяется конструкционными соображениями. Для кипящего водяного экономайзера не надо организовывать сепарацию пара, поэтому его конструкция в принципе не должна отличаться от
конструкции некипящего водяного экономайзера. Наличие двухфазной среды облегчает конструкцию поверхности нагрева, так как в этом случае интенсивность
теплообмена практически не зависит от скорости пароводяной смеси. В испарителе
теплообмен со стороны теплоносителя и рабочего тела происходит при изменении
агрегатного состояния, поэтому коэффициент теплопередачи достигает высоких
значений. При горизонтальном расположении испарителя (на Белоярской АЭС)
теплоноситель следует направлять внутри труб, так как в противном случае нижние
пучки труб будут покрываться пленкой конденсата, что снизит интенсивность теплообмена. Такая схема омывания поверхности нагрева испарителя является единственно возможной при осуществлении его в виде теплообменника с погруженной
поверхностью. При вертикальном расположении испарителя может быть применен
любой способ омывания поверхности нагрева. Но обязательно направление теплоносителя сверху вниз, так как восходящее движение конденсирующего пара тормозит стекание пленки конденсата и утолщает ее, что снижает интенсивность теплообмена.
3 Контрольные вопросы
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10
3.11
3.12
3.13
3.14
Каковы параметры ПГ, обогреваемых водой?
Как влияет перегрев пара на термический к.п.д. цикла?
Как влияет перегрев пара на условия работы турбины?
В зависимости от чего выбирают конструкционную схему?
В каких целях используют компенсаторы?
Какими могут быть трубные змеевики?
Как влияет на конструкционную схему теплообменника ввод поверхности теплопередачи?
Какие бывают виды компоновки элементов ПГ?
Что представляет из себя некипящий водяной экономайзер?
В каком случае возможно совмещение экономайзера и испарителя?
Какой тип циркуляции рабочего тела может осуществляться в испарителе?
В каких направлениях развивались конструкции ПГ АЭС, охлаждаемых
водой под давлением?
Каковы особенности конструкций секционных канальных ПГ?
Опишите конструкционную схему ПГ, обогреваемого насыщенным паром ПГ I блока Белоярской АЭС.
15
4 Содержание отчета
4.1 Название работы.
4.2 Цель работы.
4.3 Ответы на контрольные вопросы.
5 Список использованной литературы
5.1 Рассохин Н.Г. Парогенераторные установки атомных электростанций. –
М.: Энергоатомиздат, 1987. – 384 с.
5.2 Ядерные энергетические установки /Ганчев Б.Г., Калишевский Л.Л., Демешев Р.С. и др.; Под общ. Ред. Н.А. Доллежаля. – М.: Энергоатомиздат,
1983. – 504 с.
Содержание
1 Цель работы................................................................................................................. 3
2 Теоретическая часть ................................................................................................... 3
2.1 Введение ................................................................................................................ 3
2.2 Параметры парогенератора ................................................................................. 4
2.3 Конструкционные схемы ..................................................................................... 6
3 Контрольные вопросы.............................................................................................. 15
4 Содержание отчета ................................................................................................... 16
5 Список использованной литературы ...................................................................... 16
16