毕业论文-1000mw核电机组二回路热力系统经济性分析

本科毕业设计系别名称能源与动力工程系专业名称核工程与核技术班级核本班姓名指导老师核电机组二回路热力系统经济性分析ECONOMYANALYSISOFNUCLEARPOWERUNITSTWOLOOPTHERMODYNAMICSYSTEM系别名称能源与动力工程系专业班级核工程与核技术姓名学号指导老师摘要高压加热器是核电机组二回路热力系统中的主要设备，它对汽轮机乃至全厂的安全经济运行影响很大。因此，对高压加热器的研究十分必要。核电汽轮发电机组实际运行中，高压回热加热器处于给水泵出口承受的压力高，且在较高的温度下工作，运行条件差，发生故障的几率较大。本文就汽轮机的一种特殊变工况运行形式高加停运（或称切除）核电机组的运行做了简要介绍，并对这两种不同工况下对汽轮机运行经济性和安全性造成的影响进行了分析。首先，对核电机组二回路热力系统的组成和布置进行了介绍，并确定了两种种方案作为热经济性校核计算的理论内容；其次介绍热经济性校核计算的理论方法，采用的是定功率法；通过此方法，在假设工况下,计算出高压加热器在不同停运状态时，机组的热经济性指标热耗率和汽耗率。根据两种种方案对应的计算结果，对比并分析了高压加热器的工作对整个核电机组热经济性影响程度，为机组热力系统的高压加热系统的设计和改造提供了理论指导；最后对不同方案下的热经济性给出了评价，进一步完善了系统改造的可行性分析，对现场的二回路热力系统高压加热器部分的改造给出了指导意见。关键词二回路热力系统，高压加热器，定功率，热经济性，对比分析ABSTRACTHIGHPRESSUREHEATERISTHEMAINEQUIPMENTOFNUCLEARPOWERUNITSTWOTHERMODYNAMICHEATSYSTEM,ITHASINFLUENCETOTHESTEAMTURBINEANDTHESAFEOFECONOMICOPERATIONTHEREFORE,THERESEARCHOFHIGHPRESSUREHEATERISNECESSARYNUCLEARPOWERSTEAMTURBINEGENERATORSETINTHEACTUALOPERATION,HIGHPRESSUREHEATERINHOTPUMPTOEXPORT,SUSCEPTIVEPRESSUREISHIGH,ANDINHIGHTEMPERATURES,ANDOPERATIONCONDITION,THEFAILUREOFTHEOPPORTUNITYMORETHISPAPERISASPECIALKINDOFTHESTEAMTURBINEVARIABLEOPERATION,HIGHSUSPENDEDADDFORMORSAYSRESECTIONOFTWOTYPICALWAYISBRIEFLYINTRODUCED,ANDTHETWODIFFERENTHIGHANDWAYOFSTEAMTURBINEOPERATIONRESECTIONOFTHEIMPACTOFECONOMICANDSAFETYAREANALYZEDATFIRST,TOINTRODUCEDTHENUCLEARPOWERUNITSTWOLOOPTHERMODYNAMICSYSTEMCOMPOSITIONANDLAYOUT,ANDTHEVARIOUSSCHEMEDETERMINEDTWOASHOTECONOMICCHECKCALCULATIONTHEORYCONTENTSECONDLYINTRODUCESHOTECONOMICCHECKCALCULATIONOFTHETHEORYANDMETHODOF,USEISRATEDPOWERLAWTHROUGHTHISMETHOD,ONTHEASSUMPTIONTHATCONDITIONS,ANDCALCULATEDINDIFFERENTHIGHPRESSUREHEATERRUNNINGCONDITION,UNITSOFTHEHOTECONOMICINDICATORS,THEHEATCONSUMPTIONRATEANDTHESTEAMCONSUMPTIONRATESACCORDINGTOAVARIETYOFSOLUTIONSOFTHETWOCORRESPONDINGCALCULATIONRESULTS,COMPARATIVEANALYSISOFTHEHIGHPRESSUREHEATERWORKTOTHENUCLEARPOWERUNITSHOTECONOMICINFLUENCEOFTHERMALSYSTEMFORUNITSOFTHEHEATINGSYSTEMANDTHEDESIGNOFHIGHPRESSUREMODIFICATIONPROVIDESTHETHEORETICALGUIDETHELASTFORTHESESCHEMESAREGIVENTHETHERMALEFFICIENCYEVALUATION,ANDFURTHERIMPROVINGTHESYSTEMREFORMOFFEASIBILITYANALYSIS,THESECONDCIRCUITOFTHEHIGHPRESSUREHEATERTHERMALSYSTEMAREPARTOFTHETRANSFORMATIONGUIDANCEKEYWORDSTWOLOOPTHERMODYNAMICSYSTEM,HIGHPRESSUREHEATER,RATEDPOWER,THERMALEFFICIENCY,COMPARATIVEANALYSIS目录摘要IABSTRACTII第一章绪论1一、课题的背景和意义1二、课题的主要内容1三、核电站经济性的现状2第二章1000MW核电机组的二回路热力系统4一、1000MW核电机组原则性热力系统4二、1000MW核电机组热力系统的特点5三、1000MW核电机组热力系统的组成6（一）主蒸汽系统6（二）汽水分离再热系统6（三）凝结水系统7（四）主给水系统8（五）回热抽汽系统9（六）汽机旁路系统10（七）辅助给水系统11（八）辅助蒸汽系统12四、高压加热器12（一）高压加热器工作原理12（二）高压加热器在给水回热系统中的作用13（三）高压加热器的结构13（四）高压加热器的停运14（五）高加自动保护16第三章核电机组二回路热经济性计算方法17一、定功率分析方法17（一）定功率分析方法简介17（二）计算时需要合理选取以下参数18二、等效焓降法18（一）等效热降法简介18（二）等效热降的应用19第四章核电机组二回路热经济性计算20一、汽轮机主要参数20（一）主要技术参数20（二）计算用其他参数21二、额定工况下二回路热力系统的热经济性计算22（一）绘制汽轮机的汽态线22（二）编制汽轮机组各计算点的汽水参数表23（三）各级回热抽汽量的计算24（四）D0的校核计算28（五）机组热经济性计算29三、变工况下二回路热力系统的经济性计算29（一）六号加热器停运后各级流量变化29（二）机组吸收热量31（三）与额定功率PE相对误差31（四）机组热经济性计算31四、不同工况下二回路热经济性比较32结论33致谢34参考文献35附录A1136附录A1237第一章绪论一、课题的背景和意义现代核电站普遍采用具有中间再热的回热循环，讨论具有中间再热的回热循环汽轮发电机组的热力计算，而回热系统的计算又是核电站热力系统计算的核心。目前我国在提高核电机组二回路热力系统经济性的方法主要是对凝结水抽取系统、低压给水加热器系统、主给水流量控制系统、给水除氧器系统、高压加热给水系统进行分析。例如对轴封系统、加热器端差、加热器压损、加热器散热损失、假设加热器切除进行热经济性分析计算。将分析结果进行比较得出结论。从而找到改善核电机组的热耗率、汽耗率、内效率等经济性指标的方法。核电厂二回路热力系统是将热能转变为电能的动力转换系统。将核蒸汽供应系统的热能转变为电能的原理与火电厂基本相同，两种情况都是建立在朗肯循环基础之上的，当然二者也有重大差别，现代典型的压水堆核电厂二回路蒸汽初压约65MPA，相应的饱和温度约为281,蒸汽干度9975而火力发电厂使用的新蒸汽初压约18MPA，温度为535甚至更高。因此，压水堆核电厂的理论热效率必然低于火电厂。火力发电厂与压水堆核电厂毛效率的参考数字分别约为39和34。火力发电厂通常将在高压缸作功后的排汽送回锅炉进行火力再热；而在核电厂中，用压水堆进行核再热是不现实的，只能采用新蒸汽对高压缸排汽进行中间再热。此外，火电厂的烟气回路总是开放的。在一个开式系统中，排入大气的工作后的载热剂温度总是高于周围环境的温度，也就是说，一些热量随载热剂排入大气而损失掉了。而核电厂的冷却剂回路总是封闭的。这不仅从防止放射性物质泄漏到环境是必须的，从热力学角度讲，它提高了循环的热效率。在核电机组的运行过程中，难免会出现高压加热器故障。这时，需要将高压加热器解列停止工作进行检修，而在此期间核电机组依然正常运行。因此在这种变工况下机组运行的热经济性就显得十分重要。高压解列对整个机组的热经济性影响程度直接关系到整个机组的热效率以及发电成本。通过计算可以得出高压加热器对整个机组热经济性影响的程度，根据计算结果以及分析出造成经济性下降的原因可以给出该核电机组的合理改造意见。进而提高变工况下机组的热经济性。因此对变工况下核电机组二回路热力系统的经济性指标的计算很有实际意义。二、课题的主要内容本论文首先在第二章主要介绍了1000MW核电机组的二回路热力系统。阐述了高压加热器在二回路热力系统中的作用。在第三章介绍了计算核电机组热经济性的两种典型方法（定功率法和等效焓降法）。在第四章结合查找到的某1000MW核电机组的主要参数对该核电机组的二回路热力系统经济性进行计算。计算结果与原数据进行对比找到造成误差的原因，分析影响二回路热力系统经济性的主要原因。然后假设某高压加热器停运后对整个机组二回路热力系统经济性重新计算，分析两种工况下二回路热力系统经济性指标的变化。一1000MW核电机组二回路热力系统1介绍了核电机组二回路热力系统的组成及重要设备；2介绍了目前核电站的经济性现状；二计算核电机组二回路热力系统热经济性的计算方法介绍了定功率计算法，掌握定功率计算的概念、相关名词的意义，明确计算公式及应用定功率计算法的条件。简要介绍等效焓降法计算热经济性。三高压加热器停运的工况下二回路热经济性计算1借助原始数据对额定工况下的二回路热力系统经济性进行计算；2在定功率理论的基础上,结合已知数据,对某1000MW核电机组进行了具体的变工况下计算高压解列对整个机组运行热经济性的影响；四高压加热器额定工况与变工况下热经济性的对比分析根据计算结果，对比分析高压加热器不同停运工况下机组的热经济性，说明了实际工作中改造方案和努力的方向；三、核电站经济性的现状目前已建部分核电站见表1，由表1看出大亚湾、岭澳、岭澳二期均属于M310堆型系列。成套进口设备、准交钥匙建设模式的广东大亚湾核电站，建成价单位投资为2000美元/KW实现本地化率30的岭澳核电站，建成价单位投资1800美元/KW，比大亚湾下降了10采用二代加改进技术的岭澳二期,建成价单位投资预期在岭澳核电站的基础上继续下降15以上，达到1500美元/KW的水平。这3座核电站单位投资呈逐渐下降的趋势，主要得益于建设管理模式的不断进步以及成熟堆型的系列化建造效应。从技术类型而言，秦山二期、秦山二期扩建基本上仍属于M310堆型系列。秦山二期按“以我为主，中外合作”的模式建设，实现国产化率55,单位投资1330美元/KW，比大亚湾核电站低378。这主要得益于建造自主化、采购自主化同时，也体现了成熟堆型系列化建造的效应。田湾核电机组属俄罗斯VVER堆型，预期的造价是比较低的，但是由于俄罗斯国内经济等原因使得俄方供货能力和质量受到影响，造成投资控制困难,实际建成价已超出预期。浙江三门核电一期和山东海阳核电一期均属于AP1000自主化依托项目，属于“三代”堆型的首堆建设，尚无建造经验，建造自主化和采购自主化的程度应该不会很高，单位投资高是情理之中的。表1我国已部分建成核电站的投资成本名称规模（MW）堆型项目总投资单位投资（美元/KW）秦山二期大亚湾岭澳岭澳二期田湾秦山二期扩建红沿河浙江三门一期山东海阳一期26002900290021000210002650410002100021000压水堆压水堆压水堆压水堆压水堆压水堆压水堆压水堆压水堆1446100万元407000万元320400万美元1580000万元4860000万元2500000万元2500000万元1330200018001500第二章1000MW核电机组的二回路热力系统一、1000MW核电机组原则性热力系统汽轮机热力系统是将蒸汽发生器产生的蒸汽的热能转换成汽轮机的机械能，再通过发电机转变成电能，做过功的蒸汽经凝汽器冷却凝结成水，再加热到2179送入蒸汽发生器。系统由四级低压加热器、除氧器和两级高压加热器组成，在正常运行工况下对主凝结水进行加热。从蒸汽发生器来的蒸汽沿着四根DN600的管道供到四个主蒸汽高压阀组。每个高压阀组由一个截止阀和一个调节阀组成。蒸汽通过截止阀和调节阀后沿着四根DN600的管道进入汽轮机的高压缸。第二、第三、第四级叶片后的部分蒸汽分别被抽到6号高压加热器、5号高压加热器和除氧器，除高压缸部分排汽被抽到4号低压加热器外，高压缸排汽的主流量直接沿着四根DN1600的蒸汽管道送到汽水分离再热器进行水分分离和蒸汽再热。在汽水分离再热器后，蒸汽通过低压阀组沿着8根DN1200的管道进入低压缸。湿蒸汽在壁式汽水增压分离器内进行汽水分离，分离出来的蒸汽分别到每个再热器。从汽轮机入口管道中抽取271的新蒸汽送到汽水分离再热器作为高压缸排汽的加热汽源。疏水泵将4台汽水分离再热器的汽水收集器内的疏水打到主凝结水系统。将凝结水汇集箱中的加热蒸汽凝结水以及所有汽水分离再热器中的凝结水利用高温液力驱动泵一起打到6号高压加热器后的主给水管道。从低压缸抽出的蒸汽到低压加热器在每个低压缸第四级后的部分蒸汽被分别抽到4台1号低压加热器；在3号低压缸和4号低压缸的第三级后的通道中的部分蒸汽抽到2号混合式低压加热器；在1号低压缸和2号低压缸第一级后的通道中的部分蒸汽抽到3号表面式低压加热器。为尽可能满足机组高效率的要求，6号高压加热器的疏水到5号高压加热器的汽室，然后与凝结水一起直接到除氧器。4号低压加热器的疏水与汽水分离再热器的分离水一起送入主凝结水系统。3号低压加热器的疏水到2号低压加热器。1号低压加热器疏水通过一个水封到凝汽器。回热系统满足最大可靠性要求，运行方便，布置简洁，并使汽轮机具有较高的热效率。回热系统的结构4台1号低压加热器1台2号低压加热器1台3号低压加热器2台5号高压加热器2台6号高压加热器。1号低压加热器布置在凝器汽喉部中，因此，这部分的主凝结水分成四根管道。低压加热器管道系统，主凝结水管道上的管道和阀门设计成凝结水泵在最小流量工况下能可靠运行。高压加热系统有两级，两通道。加热器设有一个快速反应保护装置，当加热器内的水位升高时，保护装置自动投入，给水进入旁路。高压加热器系统具有超压保护功能。汽轮机允许在某些低压加热器（2号低压加热器除外）切断和断开一、两条高压加热器管道而反应堆功率保持不变的情况下长期运行。具有切断两台连成一组的1号低压加热器的功能一组位于1号低压缸和2号低压缸之中，另一组位于3号低压缸和4号低压缸之中。在至回热加热器的抽汽管道上，由于蒸汽中含有的湿度，可能会出现因腐蚀而导致管道的损坏，故在管道中安装了分离器以降低湿度。为了防止在甩负荷期间汽轮机组超速，抽汽管道在必要的地方配有止回阀。每台机组设有一台除氧器和一个容量为400M3的除氧水箱。除氧器蒸汽额定压力为084MPA，设计为滑压运行。设有超压和高水位保护措施。水位超出允许标准的保护由主凝结水泵的自动控制来实现，超压保护由安全阀来实现。经过除氧器的给水，通过主给水泵（共5台，4台运行，1台备用）供至5号高压加热器、6号高压加热器，而后进入蒸汽发生器。辅助给水泵（共2台）作为主给水泵的备用泵，在机组短时及预期运行事故状态下向蒸汽发生器供水。汽轮机除了回热抽汽以外，还可向辅助系统供汽从2级抽汽管道（至6号高压加热器）抽汽，抽汽量约50T/H。回热系统中，除了加热器，还包括轴封蒸汽冷却器。从汽轮机端部轴封的最末级腔室和汽轮机蒸汽入口阀的阀杆密封泄漏出来的蒸汽与空气的混合物排入轴封蒸汽冷却器。除氧器来汽至汽轮机端部轴封，保证低压缸内真空，并防止机组在启动期间漏入空气。系统具有两级凝结水泵，第一级凝结水泵（共3台，2台运行，1台备用）从凝汽器吸入凝结水，再使其升压通过轴封蒸汽冷却器、除盐装置和1号低压加热器至2号低压加热器；第二级凝结水泵（共3台，2台运行，1台备用）从2号低压加热器吸入凝结水，并把凝结水打入除氧器。二、1000MW核电机组热力系统的特点1主蒸汽压力、温度参数低；2主蒸汽流量大；3再热蒸汽需要分离除湿，并用主蒸汽再热；4汽机没有中压缸，高压缸排汽经水份分离再热后进四个低压缸；5旁路系统有余热导出的功能，也就是在核岛停堆过程中将一回路的余热通过二回路导出，保证将一回路温度冷却到安全温度。6AES91型核动力发电机组为压水堆，其反应堆对介质的参数要求比较严格。如果介质温度过高时，会造成反应堆堆芯熔融现象；当介质压力过高时，会产生对核电站的不安全因素。为此，因一回路介质参数的影响，造成二回路主蒸汽参数与常规电站相比较低。三、1000MW核电机组热力系统的组成（一）主蒸汽系统在蒸汽发生器出口装设有主蒸汽母管，以均衡各主蒸汽管道的压力。四根主蒸汽管道将四台蒸汽发生器产生的蒸汽，经过主蒸汽快速隔离阀、主汽门和调节汽门送入汽轮机高压缸。主蒸汽母管上还接有三条支路管道，其中两路为汽轮机旁路，作用是将主蒸汽引入凝汽器；另一路为辅助蒸汽，向各个辅助蒸汽用户提供蒸汽。主蒸汽安全阀用于防止主蒸汽管道压力过高而引起爆管。大气释放阀用于排放核电厂事故工况下的不平衡蒸汽，以减少蒸汽压力的波动。当主蒸汽管道破裂的时候，快速隔离阀迅速隔断蒸汽发生器和主蒸汽管道。1主蒸汽系统的主要功能正常运行时，主蒸汽系统将蒸汽发生器产生的蒸汽引入汽轮机高压缸和汽水分离再热器的再热段。当汽轮机带部分负荷或除氧器抽汽压力不足或汽轮机跳闸停机的时候，向除氧器和其它辅助蒸汽系统提供蒸汽。在汽轮机甩负荷的时候，汽轮机旁路系统投入运行，将蒸汽发生器产生的多余的蒸汽经旁路排入凝汽器，并在其中冷凝。当反应堆运行，汽轮机停机时，如果凝汽器发生故障，主蒸汽系统将主蒸汽通过快速释放阀向大气排放。当主蒸汽管道破裂时，主蒸汽系统采用主蒸汽隔离阀将蒸汽发生器与主蒸汽管道隔离。2系统运行在机组启动阶段，由外部汽源供汽对机组暖管、除氧器中除盐水除氧及满足汽轮机轴封供汽要求。在反应堆升负荷后，蒸汽发生器内蒸汽参数达到额定负荷时，新蒸汽通过主蒸汽母管祥辅助蒸汽管道供汽。在核电站正常运行时，蒸汽沿着4根DN600的管道从蒸汽发生器送到汽轮机主汽阀和调节阀。系统实现安全功能的阀门处于备用状态，一旦需要便可投入运行。在核电站全厂断电状态，当汽轮机主汽门关闭时，二回路蒸汽压力将升高。由于凝汽器没有冷却水，故不能向凝汽器排放蒸汽。当蒸汽发生器中的压力超过7154MPA时，大气释放阀（BRUA）开启，降低二回路压力。一旦压力继续升高到823MPA时，安全阀开启。当反应堆内的余热通过大气释放阀向大气释放时，一回路保持热备用状态。如果发生全厂断电，必须将反应堆冷却下来，首先通过大气释放阀向大气排放，排出反应堆余热，直到反应堆功率降低，一回路的冷却系统可以投入运行为止。（二）汽水分离再热系统汽轮机高压缸排出的湿蒸汽经过四路对称布置的蒸汽管道分别进入四个汽水分离再热器，在汽水分离再热器装置前的每路湿蒸汽管道上，都装设防止水份进入的除湿装置。湿蒸汽从汽水分离再热器的底部进入，先通过起分离作用的格板将水分离出去，干燥的蒸汽进入再热器加热成过热蒸汽，然后通过低压主汽门和调节汽门进入低压缸。每台汽水分离再热器的分离器部分的疏水通过水封排入分离水汇集箱，然后由泵打入4号低压加热器后的主凝结水管道。在汽水分离再热器中采用是由主蒸汽母管来的新蒸汽，每台汽水分离再热器过热段的疏水先排入凝结水汇集箱，然后由液力驱动泵打入6号高压加热器后的主给水管道，同时考虑至除氧器的切换管道。该疏水泵由水轮机驱动，水源来自高压给水泵出口，其排水至除氧器，排水压力约为1MPA，疏水泵将6MPA的疏水压力提升至9MPA进入高加给水主管路。汽水分离再热器的有关设备的布置应该遵照对称布置的原则，即四个汽水分离再热器相对于高压缸和低压缸是对称布置的。同样，分离水汇集箱和凝结水汇集箱相对于汽水分离再热器也是对称布置的。这样则能够保证汽水分离器和再热器的疏水都能够顺利地分别进入分离水汇集箱和凝结水汇集箱，管道和设备受力条件较好。高压缸排汽先进入汽水分离再热器的分离器部分将水份消除掉，再进入再热器部分加热。再热器以新蒸汽作为热源，在再热器入口处的饱和蒸汽略有一点过热度。经过再热的低压过热蒸汽由再热器进入低压缸。汽轮机的高压缸是双排汽的，每侧的排汽均先进入两个汽水分离再热器，随后再进入相应的低压缸。1再热蒸汽系统的主要功能正常运行时，将高压缸排汽引入汽水分离再热器中进行汽水分离和再热，然后将过热蒸汽引入低压缸作功。机组甩负荷时，利用低压主汽门将汽水分离再热器与低压缸隔开，以防止汽轮机组超速。正常运行时，汽水分离再热器分离出来的疏水汇集到分离水汇集箱，然后送到除氧器；事故时，疏水送到凝汽器。正常运行时，汽水分离再热器再热段的凝结水汇集到凝结水汇集箱，然后通过水泵打入6号高压加热器后的主给水管道；水泵事故时，疏水送到凝汽器。2系统运行从汽轮机暖机和启动直到关断阀关断，汽水分离再热系统始终保持运行状态。（三）凝结水系统来自凝汽器热井的主凝结水利用级凝结水升压泵升压后通过轴封蒸汽冷却器和凝结水精处理装置进行处理。轴封蒸汽冷却器可以保证被抽入的蒸汽能够充分冷却，热量被回收，凝结水精处理装置能够除掉水中的盐份，使水质达到运行要求。经过凝结水精处理的凝结水进入1号和2号低压加热器，然后通过级凝结水升压泵升压，送到3号和4号低压加热器加热，最后送到除氧器。四台1号低压加热器两两并列设置，4台1号低压加热器共用一个大旁路。1、3、4号低压加热器为表面式，2号低压加热器为混合式。凝汽器中的水位和2号低压加热器中的水位由级凝结水升压泵后的调节阀来控制，除氧器中的水位由级凝结水升压泵后的调节阀来控制。1号低压加热器的疏水通过水封排入凝汽器，3号低压加热器的疏水流入2号低压加热器（此疏水和主凝结水混合由级凝升泵排出）。4号低压加热器的疏水和汽水分离再热器分离段的疏水打入4号低压加热器后的主凝结水管道中。1凝结水系统的主要功能利用级凝结水升压泵将凝汽器中的凝结水送到凝结水精处理系统，经过精处理后，利用级凝结水升压泵经低压加热器送到除氧器。主要的系统功能包括冷却汽轮机轴封蒸汽、回收热量和工质、供应汽轮机旁路装置冷却水、供应低压缸排汽口超温时用的减温水、接收低压加热器排水等。2系统运行从机组试运一直到蒸汽从蒸汽发生器通过旁路排到凝汽器结束时系统均投入运行。在正常运行状态下，根据负荷大小，一台（每台50容量）或两台凝结水泵投入运行，第三台泵作为备用。正常运行时关闭主凝结水再循环管道上的阀门，打开主凝结水管道调节阀前后的截止阀。关闭调节阀旁路阀。在准备启动时，凝结水泵入口阀打开，出口阀关闭。在凝结水泵注水达到要求水位后，确定投入运行的凝结水泵投入运行。在凝汽器中没有排汽的情况下，打开到2号低压加热器的再循环管道上的阀门并且通过2号低压加热器溢流管排向凝汽器，两台凝结水泵中的一台沿着再循环管道运行。在对除氧器的可用性进行检查之后，从凝结水精处理水箱或利用凝结水泵从凝汽器向除氧器注水。开启主凝结水管道上的调节阀。在启动调节阀完全打开之后，除氧器水位控制器切换到主调节阀。在机组负荷超过50后，另一台凝结水泵投入运行。在一台凝结水泵故障或凝结水管道压力降低时，备用泵自动投入运行。在除氧器水位事故升高时，停止运行与汽轮机同时工作的凝结水泵。当除氧器水位降到最低值时，打开除氧器事故补水管道上的调节阀。（四）主给水系统除氧器与5台25的电动给水泵相连，每台给水泵的出口均设有至除氧器的再循环管道，以便在机组启动或变工况下的小流量时，保证给水泵能够稳定可靠地运行。给水泵将来自除氧器的给水送到高压加热器，然后流入DN500的联箱，最后沿四根DN400的管道流入蒸汽发生器。送到蒸汽发生器中的给水的温度，正常运行时为2176，当迅速减负荷和高压加热器解列时，进入到蒸汽发生器中的给水的最低温度为175。6号高压加热器后给水压力为9MPA。为了确保高压加热器解列时，给水能够进入蒸汽发生器，设置了高压加热器旁路系统。1给水系统的主要功能对凝结水进行除氧处理，使给水中的氧气和二氧化碳的含量低于设计规定值的要求。在运行中，当机组运行工况发生变化或事故工况时，确保供给蒸汽发生器的给水。主要的系统功能还包括加热给水、保证蒸汽发生器一定的水位，以及当蒸汽发生器中工质溢出或管道破裂时停止供水。2系统运行在启动时给水由辅助给水泵送入蒸汽发生器。此时，主调节阀旁路上的调节阀打开。补水系统（LCU）向除氧器供水。第一次启动时，蒸汽从其它汽源供向辅助蒸汽联箱，然后进入除氧器。一回路对二回路开始加热，当二回路压力足够之后，由新蒸汽通过换热器向辅助蒸汽联箱供汽。通过除氧器及凝汽器向二回路供给除盐水。二回路紧急供水由除氧器实现。在启动阀门完全打开后，蒸汽发生器主调节阀投入运行。在启动时，由其它汽源供向辅助蒸汽联箱供器，通过辅助蒸汽联箱向除氧器供汽。在这种情况下，给水泵再循环管道投入运行。在核电站正常运行时，系统对给水进行除氧，并供给蒸汽发生器，额定流量为5940T/H。从除氧水箱出口到给水泵入口的最低温度为165，额定温度为172。4台泵运行，一台泵备用。给水通过高压加热器被加热到2176，然后通过调节蒸汽发生器水位的调节阀供到蒸汽发生器。当高压加热器的水位超过允许值时，高压加热器被切断，给水通过高压加热器旁路进入蒸汽发生器，给水温度降到175（最低值）。除氧器蒸汽由汽轮机3级抽汽供给。除氧器水位由调节阀控制，除氧器水位主调节阀安装在二级凝结水泵出口。当阀门全开且除氧器水位低于允许值时，控制系统打开除盐水补充系统（LCU）上的调节阀。当机组停机时，汽轮机负荷降低至停机，反应堆功率逐渐减少至零。给水泵负荷降低、切断，并且有一台通过再循环管道保持运行状态。辅助给水泵开始运行，给水泵停机。冷却开始之后，除氧器的供汽由辅助蒸汽母管提供。在冷却期间，新蒸汽通过旁路（MAN）排到凝汽器。在核电站全厂断电时，所有给水泵停止运行。给水由辅助给水泵通过高压加热器旁路系统供向蒸汽发生器。辅助给水泵由第二组可靠电源供电。（五）回热抽汽系统汽轮机组为一个高压缸（双排汽）四个低压缸同轴结构，高压缸有四段抽汽，低压缸各有三段抽汽。1高压加热系统高压加热器在正常运行工况下对给水进行加热。经给水泵升压的给水沿着DN500的管道经5号高压加热器、6号高压加热器加热后供到蒸汽发生器。在高压加热器投入运行时，供到蒸汽发生器中的给水温度为2179。在高压加热器解列时，进入到蒸汽发生器的给水最低温度为165。6号高压加热器的加热蒸汽来自汽轮机高压缸的二级抽汽，5号高压加热器的加热蒸汽来自汽轮机高压缸的三级抽汽。在抽汽管道上安装止回阀和隔离阀。为了能够保证在高压加热器解列时机组仍然保持运行，5号高压加热器和6号高压加热器的给水管道设有公用大旁路，给水通过5号高压加热器和6号高压加热器公用的旁路供水至蒸汽发生器。加热蒸汽凝结水正常工作状态由6号高压加热器自流到5号高压加热器。凝结水从5号高压加热器排到除氧器或凝汽器（在启动和低负荷运行状态）。5号高压加热器和6号高压加热器设有将空气排入凝汽器的装置。为防止高压加热器超警戒水位，在本体旁路上设有快速关断阀。2低压加热系统1号低压加热器共有4台，安装在凝汽器中。每台1号低压加热器通过水封分别将加热蒸汽凝结水排到各自的凝汽器中。2号低压加热器采用新型混合接触式换热器，使凝结水能够充分地加热，并可以排除主凝结水中含有的多余的氧和不凝结气体。1号低压加热器、3号低压加热器和4号低压加热器在水侧两端设关断阀。3号低压加热器和4号低压加热器设蒸汽管道关断阀。加热蒸汽疏水从3号低压加热器逐级自流到2号低压加热器。2号低压加热器的凝结水通过二级凝结水泵打到3号低压加热器。4号低压加热器加热蒸汽疏水以及汽水分离再热器的分离水通过疏水泵输送到主凝结水管路。所有低压加热器均设有将空气排到凝汽器的装置。3回热抽汽系统的主要功能高压缸的抽汽或排汽作为5、6号高压加热器、除氧器和4号低压加热器的加热汽源。低压缸的抽汽作为1、2、3号低压加热器的加热汽源。4系统运行在核电站正常运行时，从汽轮机启动到凝结水泵关断，高低压加热系统始终保持运行状态。当高压加热器水位升高时，通过两级保护功能来实现。当某个管道上的高压加热器水位升高时，一级和二级动作，关闭高压加热器管道。当除氧器水位升高时，从5号高压加热器出来的疏水直接排入凝汽器。关闭进入到除氧器的疏水管道。当某个高压加热器本体内的压力升高时，其上的安全阀将动作。通常高压加热器运行最小负荷为额定负荷的30。在高压加热器故障时，系统可切断高压加热器运行。在1号低压加热器水位升高时，相应降低通往加热器的凝结水。当2号低压加热器的水位偏差时，通过水封阀来调节。当3、4号低压加热器的水位升高到低压加热器的危险值时，同时关闭这个低压加热器的水侧和汽侧的阀门。为了防止汽水混合物从3、4号低压加热器进入到汽轮机引起汽轮机解列，除关闭抽汽管上的逆止阀外，供到低压加热器蒸汽管道的截止阀也将关闭。为了防止汽水混合物从2号低压加热器回流到汽轮机，在蒸汽进入2号低压加热器之前设有逆止阀。（六）汽机旁路系统汽轮机旁路系统是在汽轮机启动和突然甩负荷时，通过快速动作的汽轮机旁路阀（BRUK），将蒸汽发生器内过量的蒸汽排到汽轮机凝汽器，以防止蒸汽发生器超压而使安全阀及快速释放阀动作。在机组冷却阶段旁路也动作。汽轮机旁路系统作为蒸汽发生器超压保护的第一步措施，能够排放蒸汽发生器60的额定蒸汽容量。蒸汽从主蒸汽母管沿着两根630X25的管道供向凝汽器。每台凝汽器设两个旁路阀，蒸汽分别从两根630X25的管道沿着273X16的管道供到每个旁路阀。旁路阀后蒸汽通过固定的集汽器供到凝汽器。从二级凝结水泵来的凝结水供到集汽器对蒸汽进行冷却。为保证汽轮机在启动和冷却情况下安全运行，在旁路和集汽器之间设置旁路管道。在主蒸汽管道最大压力下，负荷从100降到只可供辅助用户时，旁路阀的大容量为450T/H。旁路系统出力为3600T/H，约为蒸汽发生器额定出力的60。汽机旁路系统总共安装了8套新型的液动快速旁路阀，其动作速度2秒，每套出力450T/H，开启压力为627005MPA，全开压力为667MPA；关闭压力为625005MPA，全关压力为559MPA。它们分别安装在每个凝汽器旁边，出口管道极短，直径小，可防止振动，也便于布置。该快速旁路由减压阀及其后面的消能消声段组成。该旁路由列宁格勒金属工厂生产供货。该系统包括相应的一套管道2DN6008DN300、关断阀及其小旁路阀、动作时间为2秒的自动节流阀，以及容量为蒸汽发生器60额定流量，与其相配的一整套喷水系统。节流阀为列宁格勒金属工厂按德国西门子公司技术生产的液动阀门。1汽机旁路系统的主要功能田湾核电站所采用的旁路系统为一级高压旁路，其作用是在汽轮机甩负荷时，将蒸汽发生器产生的蒸汽泄流至凝汽器。在正常启动过程中帮助机组实现快速启动，避免安全阀动作。通过泄流，冷却一次和二次回路。2系统运行在机组正常运行工况下，旁路系统关闭。通过旁路控制器来调整和维持主蒸汽管道在稳定的参数。在机组甩负荷时，主蒸汽管道的压力开始升高。当主蒸汽管道的压力高到限制时，旁路阀动作直至全开。当主蒸汽管道的压力下降时，通过负荷自动控制器的动作旁路阀关闭。旁路能够在反应堆功率不变，主蒸汽压力不变而汽轮机甩负荷工况下运行。在机组冷却工况，旁路完全打开，使蒸汽连续供到凝汽器。运行人员也可以根据冷却工况来调整旁路，维持蒸汽发生器内的压力和温度在允许范围内变化。如果由于机械故障原因旁路不能关闭，蒸汽发生器压力降低，在压力低于规定值时，故障旁路供汽管道上的阀门自动关闭。旁路恢复时，运行人员再将其打开。（七）辅助给水系统给水通过给水泵从除氧器供到蒸汽发生器。辅助给水系统连接除氧器及高压加热器后的给水管道。为了调试泵及机组在低负荷状态运行，每台泵设置到除氧器的再循环管道。1辅助给水系统的主要功能在机组短时及预期运行事故状态时，作为主给水泵事故时的备用泵向蒸汽发生器供水。2系统运行在机组启动时，给水通过给水泵从除氧汽供到蒸汽发生器。此时，主给水管道旁路上的启动调节阀开启。在机组正常运行时，辅助给水泵停止运行。当机组停机时，汽轮机负荷降低至停机，反应堆功率逐渐减少至零。给水泵负荷降低、切断，并有一台主给水泵通过再循环管道保持运行状态。辅助给水泵随后开启，主给水泵停止运行。（八）辅助蒸汽系统系统主要设备及附件是蒸汽联箱与辅助蒸汽旁路阀，汽轮机三级抽汽和启动锅炉供汽相连，在不同工况下向蒸汽联箱供汽。在正常运行工况，汽轮机三级抽汽通过辅助蒸汽联箱为除氧器及其它辅助系统提供蒸汽。在低负荷运行工况、机组启动、停机及冷却状态开启辅助蒸汽旁路阀。蒸汽从主蒸汽联箱通过辅助蒸汽旁路阀供给辅助蒸汽联箱。机组检修后首次启动由启动锅炉向辅助蒸汽联箱供汽。辅助蒸汽联箱设置安全阀，以保护除氧器内压力不超过设计压力。1辅助蒸汽系统主要功能辅助蒸汽系统在启动和正常运行时为核电厂辅助系统及其它用户提供蒸汽，保证除氧器和汽轮机启动时的轴封用汽。在电负荷减少或汽轮机关断时保证辅助蒸汽的供应。2系统运行在正常运行时，由汽轮机三级抽汽向蒸汽联箱供汽。在低负荷时汽轮机三级抽汽压力降低，由辅助蒸汽旁路阀向蒸汽联箱供汽。四、高压加热器（一）高压加热器工作原理按热力学第二定律热量必然自发地从高温物体转移到低温物体。高压加热器均为表面式加热器，以管子作传热面，汽轮机抽汽进入加热器壳体，在管子外面，给水在管内，蒸汽作凝结放热，蒸汽的放热量通过传热面金属管壁传递给管内给水，从而提高给水温度。以正置立式U形管式高加为例，其工作流程给水从进水口进入水室，因分程隔板的阻挡，迫使给水转弯向下流入管板上的管口进入管子，加热蒸汽即抽汽的热量通过管壁传给管内给水，给水流经U形管被加热后进入水室的出口侧，经给水口流出加热器被送往锅炉。加热蒸汽在壳体内被冷却凝结成疏水，从壳体底部的疏水出口流出。从汽轮机中抽出一定数量的做过一部分功的蒸汽来加热锅炉给水的回热过程，可提高机组循环热效率。装设足够大量的加热器可达到接近于卡诺循环，但这在实际上是不可能的，可能获得更大效益的实际措施是汽轮机在循环中采用过热蒸汽以及在部分的给水加热中采用过热蒸汽过程（即加热器的过热蒸汽冷却段），采用无限多级加热器回热循环的理论，尽管是不可能实现的，但说明了给水回热的极限，它是回热循环原理的基础。今再以机组热力循环中热能的利用和损失的情况为例子予以说明。以中压机组理论上的火电厂循环的分配为例。燃料具有的化学能在转变为蒸汽热能的过程中，它在锅炉内燃烧将要损失燃料全部热能的14左右；蒸汽从蒸汽发生器送至汽轮机，在管道中散失热能约09；蒸汽进入汽轮机内做功时也损失一点热能；做功后的排汽从汽轮机排出至凝汽器时还具有相当多的热能，这部分热能在凝汽器内传给了冷却水而白白浪费掉，这项凝汽器损失是所有损失中最主要的，约占燃料热能的60以上。本例火电厂的燃料热能转变为电能的有效热能仅占23左右，高压和超高压以上参数火电厂该百分比将会大一些，目前最高参数最现代化的火电厂该百分比也不过40左右。由此可见，热力循环中大部分热能被冷却水带走而损失掉，火电厂的热效率却很低。为了提高循环热效率，减少汽轮机排汽所损失的热量，其途径之一，就是利用在汽轮机内已经做过一部分功的蒸汽，从抽汽口抽出用以加热给水，又回到锅炉中去，它不排入凝汽器，它的热量就不被冷却水带走而由给水回收，这部分蒸汽的热量就几乎全部被利用而无损失。尽管进入汽轮机的蒸汽的大部分最终被排入凝汽器，造成很大热损失，而这小部分抽出的蒸汽却几乎没有热损失，这两部分蒸汽的热效率组成了整个循环效率，它比没有回热过程的循环提高了热效率，该热效率相对提高值一般约为1012，高的可达15左右。其中高加所占增益约36左右。（二）高压加热器在给水回热系统中的作用核电厂的给水高压加热器简称高加是提高电厂热经济性的重要辅机,高加的正常投运与否对电厂的安全、经济、满发有很大影响。高加提高蒸汽发生器给水温度,既减少不可逆换热温差损失,又使工质在蒸汽发生器中吸热量减少,因此提高了整个机组的热经济性。（三）高压加热器的结构高压加热器有着各种结构形式，国内外常见的较典型的高加结构正置立式U型管式高加、卧式U型管式高加、倒置立式U型管式高加、正置立式螺旋管式高加、倒置立式螺旋管式高加等结构。下面以上海电站辅机厂引进的美国福特斯惠勒公司的专利技术设计制造的管板U形管式加热器为例详细介绍高加结构见附录12。它结构紧凑、耗材省、阻力小、热效率高，3台高压加热器均为卧式布置在176M的运转层。碳钢材料的U形管与管板的连接采用先进的爆炸胀管及自动氩弧焊连接，具有溶深大、强度高、质量好、密封性强等特点。整个加热器可分成半球形小开口水室、过热蒸汽冷却段、蒸汽凝结段、疏水冷却段4部分。半球形小开口水室是由一个与煅钢管板焊接的钢制球形封头组成。其结构简单，重量轻、尺寸小。在封头上设有进出水管和椭圆形人空门。人空门严密的密封，靠内部水压和人空盖于煅钢底座间的密封垫来保证，人空盖拆装方便。水室内有一分隔板将进出水分开，分隔板焊接在管板上，用一个焊在出口接管内侧的内套管把管侧给水出口接管与隔水板焊接，消除了半球封头受压后产生的较高局部应力。水室上还有放气口、安全阀座和化学清洗接头等1过热蒸汽冷却段过热蒸汽冷却段是利用汽轮机抽出的过热蒸汽的一部分显热来提高给水温度的，它位于给水流程出口侧，并由包壳板密闭。采用过热蒸汽冷却段可提高离开加热器前的给水温度，使其接近或略高于该抽气点压力下的饱和温度。由于进入高加的蒸汽温度很高，如果直接进入加热器，势必对周围管板、筒壳造成严重的热冲击，为此在结构上将过热蒸汽引入封闭的蒸汽冷却器包壳内，在包壳内蒸汽绕过隔板冲刷冷却水管，温度下降后再进入凝结段，同时在蒸汽进口安装了不锈钢防冲板，以减少对管束的冲击。用包壳板、套管和遮热板将该段密闭，这不仅使该段与加热器主要壳侧部分形成内部隔离，而且通过降低温差和相应的热应力，使管板和壳体结构得到更好的保护。从进口接管进入的过热蒸汽在一组隔板的导向下，以适当的线速度和质量速度，均匀地流过管子，并使蒸汽保留有足够的过热度以保证蒸汽离开该段时呈干燥状态。这样，当蒸汽离开该段进入凝结段时，可防止湿蒸汽冲蚀和水蚀的损害。2凝结段凝结段是利用蒸汽冷凝时的潜热加热给水的，一组隔板使蒸汽沿着加热器长度方向均匀地分布。进入该段的蒸汽，在隔板的导向下流向加热器的尾部。位于壳体一端的空气排放管可排除非冷凝气体，空气排放管布置在管束中心，当蒸汽从圆形管束四周流向中心不断凝结，蒸汽速度不断降低，空气逐渐积聚在中心处时，在此设置空气排放管就可以有效地抽出筒壳内不凝结气体，防止管子等部件腐蚀。冷凝的液体以及通过疏水冷凝水进口管座进入的附加疏水，或从较高压力的加热器来的逐级疏水都积聚在壳体的最低部位。这些疏水通向疏水冷却段。3疏水冷却段为提高本级抽汽能量的利用，尽可能减少对下一级抽汽的排斥，提高回热系统热经济性，以及减少疏水汽化倾向，便于进行疏水调节，设置了疏水冷却段。疏水冷却段把离开凝结段的疏水的热量传给进入加热器的给水，而使疏水温度降至饱和温度以下。疏水冷却段位于给水流程进口侧，并由包壳板密闭。包壳板在内部使该段与加热器壳侧的总体部分隔开，从端板吸人口或进口端准确地保持一定疏水水位，使该段密闭。疏水从加热器壳体的较低处进入该段，由一组隔板引导向上流动，通过该段，从位于该段顶部在壳体侧面的疏水出口管座疏出。（四）高压加热器的停运大容量机组高压加热器的停运，一般可分为随机停运、带负荷停运和事故停运。1随机停运大容量机组的高压加热器都具备滑参数停运条件，当末级最低压力高压加热器的抽汽压力下降到一定压力值时，打开至凝汽器或其他疏水扩容器的疏水调整阎，关闭至除氧器的疏水截止阀，机组停运后再打开管壳侧放水、排气阀排尽积水。高压加热器汽侧压力与除氧器的压差小于025MPA时将疏水切换至凝汽器；机组打闸后高压加热器的三通联程阀自动置于旁路状态退出水侧运行，退出水位保护并停运。2带负荷停运和事故停运高压加热器带负荷停运与带负荷热态启动投运相类似，但热态解列更应严格控制温降率的变化。当末级高压加热器的抽汽压力下降到一定值时珠江电厂规定在机组解列3000RMIN空转，必须将正常疏水从除氧器切换到凝汽器或其他扩容器，但若主机未降负荷而需解列一个或全部高压加热器时可以直接切除依照抽汽压力由高到低的顺序，依次缓慢关闭抽汽电动门并关闭壳侧运行排气阀。关闭高压加热器的联程阀，给水走旁路并关闭疏水截止阀，打开加热器启停疏水、排气阀以及水侧气体放水阀，压力泄尽后再排气。高压加热器在发生故障或事故条件必须迅速解列，可能做不到规定的温度变化率，因此对高压加热器肯定存在损伤，故必须尽可能减少该种停运方式。为了控制加热器事故停运的温降率，应该在进汽门关闭同时尽快关闭水侧的进水门，切断给水通过高压加热器水侧通流，并通过旁路进入蒸汽发生器。3高压加热器停运对主要参数的影响不同的高加切除方式对汽轮机运行经济性的影响是不同的。采用依次停运法，被保留的各加热器焓升、端差、抽汽管道流速及压损都基本保持不变。如果此时汽轮机主蒸汽流量不变，则从停运后的那台高加抽汽口开始的下游通流级蒸汽流量及各监视段压力都将增加，通流量的增加近似等于停运高加的原抽汽量。各级流量的增加量按照各级抽汽量占总蒸汽流量的比例分配。一方面，由于被保留的各加热器热负荷并不增加，造成给水温度降低较多，偏离最佳值较大；另一方面，由于下游通流级流量增加，使冷源损失增加。两方面的原因造成机组经济性下降十分明显。如果把新蒸汽流量固定不变，则热力系统中任何变化，只是改变汽轮机的功率和该变动以后的抽汽份额，各级抽汽流量不致全部变动。因此，有可能就抽汽量和热量的局部变化进行分析。这样就简化了计算，使局部定量成为可能。4高压加热器在投运、停运时注意事项（1）为防止高加启停过程中产生的热冲击，高加应采用随机滑启、滑停，便于控制温度变化率。（2）在高加启停过程中，应注意控制给水温度变化率1215/MIN，最大不应超过18/MIN。（3）高加启动按压力由低到高逐台投入。（4）高加停运时依压力由高到低逐台停止。高加带负荷停运给水温度会下降100以上，汽温会有所上升，加强汽温监视，及时调整蒸汽发生器，防止超温。（5）高加汽侧停运后，需根据抽汽逆止阀后疏水温度判断高加进汽确已关闭严密，高加给水方可切至旁路，关闭高加出口电动门；开启水侧放空气阀，防止进汽阀不严泄漏，给水升温而引起高加水侧管束超压。（6）若因工作需要开启高加汽侧空气门时,应注意抽汽逆止阀后疏水阀和危急疏水阀应