压水堆核电站常规岛系统课件.ppt

压水堆核电站常规岛系统,核工业第四研究设计院,找电力专业人才，上一览电力英才网 ,一、系统简介,一、系统简介,压水堆核电站反应堆的冷却剂在蒸汽发生器内加热二回路的给水，使之成为饱和蒸汽送汽轮机做功。在满功率运行状态下，蒸汽发生器产生的饱和蒸汽（绝对压力6.71Mpa、温度283）由主蒸汽管道首先送到汽轮机的四个高压汽室以调节进入高压缸的蒸汽量，从高压汽室出来的蒸汽通过四根环形蒸汽管道进入高压缸膨胀做功。在膨胀过程中，从高压缸前后流道不同的级后抽取部分蒸汽送到6号和7号高压加热器用于加热给水及送到汽水分离再热器用于加热高压缸排汽。高压缸的排汽（绝对压力0.783Mpa、温度170、湿度14.3）一部分送往除氧器，大部分通过八根冷再热管道排往位于低压缸两侧的两台汽水分离再热器，在那里进行汽水分离，并由抽汽和新蒸汽对其进行两次再热。从汽水分离再热器出来的过热蒸汽（绝对压力0.747Mpa、温度265）经六根管道分别送入三台低压缸内继续膨胀做功。在膨胀过程中，从三台低压缸各自的前后流道抽取部分蒸汽分别送往3号和4号低压加热器及1号和2号复合式低压加热器加热凝结水；低压缸的排汽（绝对压力7.5Kpa、温度40.3）排入冷凝器，并被海水冷却成为凝结水。,一、系统简介,冷凝器热井中的凝结水由凝结水泵抽取升压后（绝对压力2.4Mpa）经四级低压加热器加热到139.88送到除氧器。除氧器对凝结水加热和除氧，且贮存一定的除氧凝结水。主给水泵从除氧水箱底部吸水，将水升压后（绝对压力8.3Mpa、温度169.8）经6号和7号高压加热器进一步加热（温度226、绝对压力6.88Mpa），最后通过给水流量调节阀进入蒸汽发生器二次侧，吸收反应堆冷却剂热量转变成饱和蒸汽，从而形成一个完整的热力循环。主系统流程如下：,一、系统简介,1、核发电用汽轮机系统特点 压水堆核电站通常由两个回路组成。一回路由核反应堆、稳压器、蒸汽发生器一次侧和循环泵组成；密封在安全壳里，称为核电站的核岛，这部分具有放射性。二回路由蒸汽发生器二次侧、汽轮机、回热加热系统和给水泵组成，称为核电站的常规岛，这部分没有放射性。压水堆核电站常规岛热力系统与普通热力发电厂热力系统基本相同，其主要区别有以下两点： （1）核电站的汽轮机，在高低压缸之间装有汽水分离器（装置）。 （2）核电站的再热器，采用高温蒸汽作为再热热源。其再热过程分两段进行，首先用汽轮机抽汽对汽水分离器分出的蒸汽进行再热，然后再用高温主蒸汽进行加热。,一、系统简介,2、设计条件(秦山二期) （1）装机容量：本期工程建造两台600MW压水堆核电机组。 （2）堆机匹配：两台机组按一堆配一机设计，两台汽轮发电机分别布置在两座独立的厂房内。 （3）运行方式：核电厂按基本负荷设计，不考虑调峰运行。正常运行时，按反应堆跟踪汽轮发电机组的原则运行，在10%阶跃负荷变化或每分钟5%线性负荷变化时，反应堆不停堆。在汽轮发电机组甩负荷时，按机组跟踪堆的方式进行。 （4）主要参数： a 主蒸汽流量：两台蒸汽发生器在额定工况下总产汽量为3800t/h，在不排污时总流量为3862t/h。,一、系统简介,b 主蒸汽压力：反应堆零功率时蒸汽发生器出口处蒸汽压力为7.6MPa，满功率时为6.71MPa。 c 主蒸汽状态：蒸汽发生器出口处蒸汽湿度为0.25%，汽机主汽阀入口处湿度为0.5%（饱和湿度）。 d 给水温度：机组正常运行时，蒸汽发生器入口处给水温度为230.5 e 汽轮发电机组出力：额定出力（铭牌）643MW，最大连续出力（保证值）689MW。 f 汽机旁路容量：最大容量按85%之蒸汽发生器总产汽量（3230t/h）设计。 （5）汽轮机设计寿命：40年。 （6）汽轮发电机组中心与安全壳中心相垂直，这样当机组发生重大事故时，机组碎片不至于落在安全壳上。,一、系统简介,3、热力系统和主要参数 该机组设置了三级高压加热器，三级低压加热器，以及一级除氧器。 具有两级再热系统，即汽轮机高压缸排汽经过汽水分离后，由高压缸一级抽汽再热和新蒸汽两级再热，送入汽轮机低压缸继续膨胀作功。 回热加热器疏水按逐级自流方式连接，高压加热疏水顺次逐级自流，最后入除氧器，低压加热器疏水逐级自流入凝汽器。,一、系统简介,一、系统简介,4、核电站与常规火电站的简单比较 （1）电站的系统、设备,一、系统简介,（2）新蒸汽参数,一、系统简介,（3）燃料运输,一、系统简介,（4）环境污染,二、蒸汽系统,1、主蒸汽系统 主蒸汽系统（VVP）的功能是将蒸汽发生器产生的主蒸汽输送到下列设备和系统： -汽轮机高压缸 -汽水分离再热器（GSS） -除氧器（ADG） -通向冷凝器和大气的蒸汽旁路排放系统（GCT） -汽轮机轴封系统（CET） -辅助蒸汽转换器（STR） 安全方面功能是：主蒸汽系统与主给水系统和辅助给水系统配合，用于在电站正常运行工况、事故工况下排出一回路所产生的热量，并向反应堆保护系统提供主蒸汽压力和流量信号。,二、蒸汽系统,（1）每台蒸汽发生器出口主蒸汽管线上装有流量限制器，目的是万一流量限制器下游的蒸汽管线发生破裂，可给核电厂提供保护。如果发生破裂，流量限制器降低来自蒸汽发生器的蒸汽流量，降低一回路的冷却速率，同时也就限制了堆芯冷却降温速率，即减少了反应性剧增加燃料包壳损伤的概率。 （2）当蒸汽发生器蒸汽管道系统发生破裂时，主蒸汽隔离阀（MSTV）关闭，限制进入二回路系统中去的放射性物质总量。 （3）在主汽系统中设有超过保护，即装有动力式卸压阀和规范安全阀（7个）。当主蒸汽旁路系统或凝汽器发生故障时，安全阀和卸压阀自动开启，以确保二回路系统安全。卸压阀的排放量通常为额定蒸汽流量的10%15%，其动作压力整定在蒸汽发生器的零负荷压力及安全阀开启压力之间。,二、蒸汽系统,（4）安全阀是防止一、二回路超压的最后保护措施，其总排放量为额定蒸汽流量的110%，系统中安全阀设置7个，并分组设置。这样在核反应堆热停堆工况下，任何一只安全阀失控开启时，都不会引起核反应堆因压力下降而导致所不允许的过冷却。安全阀的动作压力整定在小于主蒸汽管道设计压力的110%。 （5）从安全角度上考虑，在主蒸汽系统中，还设有一个整机的旁路排放系统，以适应机组的启停及事故工况的需要。当汽轮机大幅度地甩负荷及紧急停堆时，通过快速动作的旁路阀（通常要求3秒内全开），将主蒸汽直接排入凝汽器，以排放出反应堆中的剩余释热，同时避免了安全阀的开启。本系统旁路流量为85%的蒸汽流量。 主蒸汽管道均为无缝碳钢管，选用法国钢种，牌号TU48C。主蒸汽隔离阀上游管线及阀门均为抗震一级。 主要设备：主蒸汽隔离阀、主蒸汽安全阀,二、蒸汽系统,2、汽水分离再热器系统 汽轮机旁路排放系统（GCT）功能：反应堆功率要跟随汽轮机负荷变化。当汽轮机负荷锐减（如甩负荷、汽轮机脱扣）时，反应堆的功率控制不能像汽轮机的负荷变化那样快，瞬时出现堆功率与汽轮机负荷的不一致。这时汽轮机旁路排放系统投入，维持一回路和二回路的功率平衡。故汽轮机旁路排放系统总的功能为： 当反应堆功率与汽轮机负荷的不一致时，汽轮机旁路排放系统通过把多余的蒸汽排向冷凝器、除氧器和大气为反应堆提供一个“人为”的负荷，从而避免核蒸汽供应系统（NSSS）中温度和压力超过保护值，确保电站的安全。 各部分功能如下： 向冷凝器排放系统的功能 -允许汽轮机突然降负荷而不引起紧急停堆或蒸汽安全阀动作 -允许在某些工况下汽轮机脱扣而反应堆不紧急停堆 -允许反应堆接受10额定负荷的阶跃变化和大于每分钟5额定负荷的线性变化,二、蒸汽系统,-在紧急停堆期间，防止一回路升温使蒸汽发生器安全阀开启 -使一回路冷却，直至余热排出系统（RRA）投入运行 -允许汽轮机启动前对二回路暖管，还允许在手动棒控范围（0-15额定功率）内汽轮机加负荷。 向除氧器排放系统功能 在下列大范围负荷变化时，除向冷凝器排放外还需向除氧器排放蒸汽： -由满功率甩负荷至厂用电 -满功率时，汽轮机脱扣而不紧急停堆。 -满功率时，汽轮机脱扣同时反应堆紧急停堆。 （3）向大气排放系统功能 当冷凝器排放系统不可用时，才使用向大气排放。 -保持一回路平均温度在热停堆值 -使一回路冷却，直至余热排出系统投入。 -在瞬态过程中可避免蒸汽发生器安全阀开启。,二、蒸汽系统,3、汽轮机轴封系统 压水堆核电站蒸汽发生器产生的新蒸汽是饱和的，蒸汽随着在高压缸内的膨胀做功，其湿度不断增加，高压缸的排汽湿度高达14.2。如果高压缸排汽直接进入低压缸做功，将对低压缸的叶片产生严重的冲刷腐蚀，同时也增加了湿汽损失，所以在高压缸和低压缸之间设置汽水分离再热器系统（GSS），其具体功能如下： （1）除去高压缸排汽中约98的水分 （2）提高进入低压缸的蒸汽温度，使之成为过热蒸汽。 汽轮机配置两台卧式汽水分离再热器，汽水分离再热器布置在运转层汽机两侧。,二、蒸汽系统,由于汽机进汽为饱和蒸汽且具有一定的湿度（0.50%），当蒸汽在高压缸内膨胀作功后其压力、温度下降，含湿率增大析出大量水分，而汽机是不允许进水的（蒸汽带水发生水击，损坏叶片），因此高压缸排汽在进入低压缸前必须进行除湿加热，使蒸汽湿度达到新蒸汽湿度，然后进入低压缸膨胀作功。疏水经各自的疏水管线输送到专用疏水箱。 机组正常运行时，疏水从各自的疏水箱分别疏到HP5、HP6、HP7高压加热器。疏水箱里水位因正常疏水管线失效或其他原因导致非正常升高到规定限值时，应急疏水阀受水位控制紧急打开，疏水疏到凝汽器。 每台汽水分离再热器壳体设置2只安全阀，作为超压保护措施。,二、蒸汽系统,4、汽轮机蒸汽和疏水系统 汽轮机轴封系统（CET）的功能是对汽轮机的轴封和汽轮机截止阀及调节阀的阀杆填料函提供密封蒸汽，防止空气漏入和蒸汽外漏。 -在汽轮机启动时，向汽轮机的高压缸、低压缸端部轴封及汽轮机截止阀和调节阀的阀杆密封供汽，防止空气进入汽缸，影响抽真空。 -正常运行时，防止高压缸蒸汽外漏，并将高压缸轴封蒸汽导入低压缸轴封，防止空气漏入低压缸。 1）汽封蒸汽系统有两个蒸汽源：辅助锅炉和主蒸汽系统，从冷停堆开始起动的初始阶段，汽封蒸汽由辅助锅炉供应。汽封蒸汽必须封住汽轮机，以便建立起真空。当核电厂升温暖机时，所需要的汽封蒸汽由主蒸汽系统供应。汽轮机以部分带负荷以后，汽轮机汽缸内部的蒸汽将漏过汽轮机内密封盖，供给高压汽轮机的汽封蒸汽。,二、蒸汽系统,2）汽封排汽系统由汽封蒸汽冷却器、汽封蒸汽冷却器的排气风机以及相关的管道系统构成。汽封蒸汽冷却器的排气风机使汽封蒸汽冷却器内产生微弱真空。这个真空度在汽轮机汽封装置中是可感知的，且会引起过剩的汽封蒸汽和空气向汽封蒸汽冷却器方向流动。凝结水系统的水流将会冷凝这部分蒸汽，而排气机去除冷却器的不凝性气体。汽封冷却器壳体的冷凝水注入其大气式疏水箱，然后经一条设有控制阀的疏水管线疏到凝汽器（U型水封）。,二、蒸汽系统,5、汽轮机蒸汽和疏水系统 汽轮机蒸汽和疏水系统（GPV）可大致分为蒸汽回路和疏水回路，各部分功能如下： （1）蒸汽回路保证 -向汽轮机高压缸供饱和蒸汽 -把高压缸排汽送到汽水分离再热器 -自汽水分离再热器向低压缸供过热蒸汽 （2）各疏水回路保证 -启动时排出暖机过程中形成的水 -连续运行时排出沿蒸汽流动方向分离出来的水 -在瞬态过程中排出饱和蒸汽形成的水,二、蒸汽系统,6、辅助蒸汽分配系统 蒸汽转换器系统（STR）的功能是产生绝对压力1.2MP a，188的低压辅助蒸汽，并通过辅助蒸汽分配系统（SVA）供给核岛和常规岛用辅助蒸汽的系统和设备。 蒸汽转换器系统主要由蒸汽转换器、疏水箱、疏水冷却器、辅助蒸汽除氧器、排污箱、给水泵及相应的阀门和管道组成。,二、蒸汽系统,7、辅助蒸汽分配系统 辅助蒸汽分配系统（SVA）的功能是把辅助锅炉（在机组停运和启动期间）或蒸汽转换器（机组正常运行期间）产生的压力1.2MPa，温度188的辅助蒸汽分配到各用户，同时回收辅助蒸汽的凝结水循环使用或排放到废液排放系统（SEA）。,三、给水加热系统,1、凝结水抽取系统 -与冷凝器抽真空系统（CVI）和循环水系统（CRF）一起为汽轮机建立和维持真空 -将进入冷凝器的蒸汽凝结成水 -将凝结水从冷凝器热井中抽出，升压后经低压加热器送到除氧器 -接收各疏水箱来的疏水 -向下列系统和设备提供冷却水和轴封用水 为汽轮机排汽口喷淋系统（CAR）供降温冷却水 为旁路排放系统（GCT）供降温冷却水 为新蒸汽和汽轮机疏水箱供降温冷却水 为蒸汽发生器排污系统（APG）再生式热交换器供冷却水 为低压加热器疏水泵、凝结水泵等提供轴封水 为辅助给水系统（ASG）的水箱提供凝结水,三、给水加热系统,2、低压给水加热器系统 低压给水加热器系统（ABP）的功能是利用汽轮机低压缸抽汽加热给水，提高机组热力循环的效率。 低压给水加热器系统主要由四级低压加热器、第3，4级低压加热器的疏水系统以及连接管道和阀门等组成。其中第1，2级低压加热器组合在同一壳体内，称为复合式加热器。三台复合式加热器布置在冷凝器的喉部，以并联方式布置在凝结水给水管线中，各流过1/3额定凝结水流量。第3，4级低压加热器分A、B两列并联在凝结水管线中，各流过1/2额定凝结水流量，在每列中第3，4级加热器是串联的，并设有独立的疏水系统（ACO）。该系统根据其流程可分为凝结水系统、抽汽系统、疏水系统和排气系统及卸压装置。,三、给水加热系统,3、给水除氧器系统 给水除氧器系统（ADG）有如下功能： -对给水进行除氧和加热，向主给水泵连续提供合格的含氧量小于3ug/kg的给水 -保证给水泵所需的净正吸入压头，并贮有一定的水量。 -接收 高压加热器和汽水分离再热器的疏水 蒸汽发生器排污系统（APG）再生式热交换器的冷却水 蒸汽旁路排放系统第四组阀的排放蒸汽 主给水泵的引漏流量（给水泵再循环） -将不凝结的气体排放到主冷凝器或大气 除氧器系统是由给水（或凝结水）系统、加热蒸汽系统、再循环系统、排气系统和卸压系统等组成。,三、给水加热系统,（1）凝结水系统 由低压加热器来的给水通过装在除氧器顶部的4个喷雾器进入除氧器水箱，与加热蒸汽混合、加热、除氧。除过氧的凝结水由水箱底部的3根下降管分别进入3台主给水泵的升压泵入口，经主给水泵升压后送往高压加热器。 给水的含氧量情况如下： a、除氧器进口 -正常运行工况：当负荷大于40最大持续额定负荷时，含氧量小于10ug/kg。 -起动期间：当负荷小于40最大持续额定负荷时，含氧量小于20ug/kg。 b、除氧器出口 -正常运行工况：当负荷大于10额定负荷或用主蒸汽保持热态时，含氧量小于3ug/kg。 -起动期间：当负荷小于10额定负荷或不保持热态时，含氧量小于100ug/kg。,三、给水加热系统,（2）加热蒸汽系统 根据汽轮机不同的运行工况，采用不同的加热蒸汽汽源对除氧器贮水箱的给水进行加热除氧。 -在机组启动时，利用辅助蒸汽分配系统（SVA）来的辅助蒸汽对除氧器贮水箱的给水进行加热除氧。辅助蒸汽由辅助锅炉或蒸汽转换器（STR）供给，一般情况下，在该工况除氧器再循环泵运行，以便较快加热除氧器内的水，缩短启动时间。 -在机组正常运行工况下，利用高压缸排汽。此时除氧器内压力取决于高压缸排汽压力。 -在汽轮机脱扣、甩负荷、低负荷等瞬态工况下使用新蒸汽。,三、给水加热系统,（3）再循环系统 在冷态启动时，启动除氧器再循环泵，增加水箱内的给水扰动，达到均匀加热和缩短加热时间的目的。 （4）排气系统 机组启动时不凝性气体直接排大气，机组正常运行时不凝性气体排入冷凝器。 （5）卸压系统 为防止除氧器超压设置一套卸压系统。,三、给水加热系统,4、主给水泵（电动、汽动）系统 主给水泵（电动、汽动）系统主要是将除氧器的水抽出、升压后经高压加热器送到蒸汽发生器。,三、给水加热系统,5、高压给水加热器系统 高压给水加热器系统（AHP）的功能是利用汽轮机高压缸的抽汽加热给水，并接收汽水分离再热器的疏水，进一步提高机组热力循环效率。 高压给水加热器系统流程可分为给水系统、抽汽系统、疏水系统、放气系统及卸压系统。 （1）给水系统 由给水泵来的给水进入两列（A列和B列）容量各为50的6号和7号高压加热器加热给水，每列的6号和7号高压加热器串联布置；并设有两条旁路管线，一条装有电动旁路阀，另一条为装有弹簧加载的备用旁路。若一列加热器因故障解列，则35的给水流经电动旁路，65的给水流经另一列正在运行的高压加热器组。,三、给水加热系统,（2）抽汽系统 6号和7号高压加热器的加热抽汽分别来自高压缸的第3级和第2级抽汽。抽汽管路上装有抽汽逆止阀和电动隔离阀，以防止汽机超速和加热器满水倒流入抽汽管道或汽轮机。 （3）疏水系统 -正常运行时，疏水逐级自流（汽水分离再热器第二级再热器的疏水流入7号高加、7号高加流入6号高加）最后进入除氧器。 -机组启动、低负荷（负荷小于30）、事故状态（高液位）排入冷凝器。 （4）放气系统 高压加热器壳体内集积的不凝性气体排入除氧器，改善高压加热器的热交换条件。 （5）卸压系统 为防止加热器汽侧超压设置一套卸压系统。,三、给水加热系统,6、主给水流量控制系统 主给水流量控制系统（ARE）的功能是：控制向蒸汽发生器的给水流量，保证蒸汽发生器二回路侧的水位维持在整定值上。 另外，该系统还用于启动和响应反应堆和汽轮机的下列保护： -蒸汽发生器水位保护动作 -启动辅助给水系统 -给水主调节阀和给水旁路调节阀快速关闭 -汽动主给水泵和电动主给水泵跳闸 -ATWT（紧急停堆信号发出后未动作）的保护,四、汽轮机辅助系统,1、汽轮机调节油系统 汽轮机调节油系统（GFR）的功能是向汽轮机调节系统（GRE）和汽轮机保护系统（GSE）提供处理过的具有合格品质和运行参数的抗燃动力油及保护油。具体来说，就是向汽轮机高、低压缸截止阀、调节阀的操作机构及危机脱扣阀提供温度43、压力13.8MPa、流量不同的抗燃油。,四、汽轮机辅助系统,1、汽轮机调节油系统 汽轮机调节油系统（GFR）的功能是向汽轮机调节系统（GRE）和汽轮机保护系统（GSE）提供处理过的具有合格品质和运行参数的抗燃动力油及保护油。具体来说，就是向汽轮机高、低压缸截止阀、调节阀的操作机构及危机脱扣阀提供温度43、压力13.8MPa、流量不同的抗燃油。,四、汽轮机辅助系统,2、汽轮机润滑、顶轴和盘车系统 汽轮机润滑、顶轴和盘车系统（GGR）的功能是向汽轮发电机组的轴颈轴承和推力轴承提供润滑油，向发电机氢气密封油系统提供密封油，向汽轮发电机组的轴颈轴承提供开始转动和停运时所需的顶轴油以及在机组启动和停运时投入电动或手动盘车，以便使转子均匀加热或冷却，防止大轴弯曲。 该系统主要由主油箱、主油泵、增压泵/油涡轮机、交流辅助油泵、直流辅助油泵、冷油器、过滤器、回油密封箱、排风机、顶轴油泵、顶轴油母管等设备组成。,四、汽轮机辅助系统,3、汽轮机调节系统 汽轮机调节系统（GRE）通过调节汽轮机进汽量对机组实施功率控制、频率控制、压力控制和应力控制，并对机组的负荷和转速实施超速限制、超加速限制和蒸汽流量限制，使机组安全和经济地运行于各种工况，满足供电的质量要求。 -功率控制是指根据电网功率需求自动或手动调节进汽阀开度，以调节发电机有功功率。 -频率控制是指对电网频率偏离额定值进行补偿。 -压力控制是指限定汽轮机进汽压力或限定汽轮机进汽压力的增长速率。,2019/11/17,40,可编辑,四、汽轮机辅助系统,-应力控制是指限制升速和升荷速率，使高压转子和高压汽室的热应力不超过允许值。 -超速限制和超加速限制是指当汽轮机转速或转速加速度达到限值以后按超过的比例关小汽轮机进汽阀门，以保护汽轮机。 -负荷降速限制是指发生某些异常工况时，将汽轮机负荷由现有负荷开始以每分钟200速率迅速下降，以防止反应堆保护系统动作及保护发电机。 -蒸汽流量限制是指操纵员可以在必要时限制汽轮机进汽量，以保证汽轮机功率不超过相应的水平。,四、汽轮机辅助系统,4、汽轮机保护系统 汽轮机保护系统（GSE）的功能是当汽轮发电机组发生任何预定的机械故障时，为汽轮发电机组提供安全停机的手段，防止事故发生、扩大和损坏设备，并将汽轮机脱扣信号送到反应堆停堆逻辑线路中。 汽轮机保护所考虑的各种机械故障限于以下可预见的事态： （1）汽轮机必须停机以防止或减轻主设备的摧毁。 （2）运行人员没有时间考虑另外的操作，因为任何延迟都可能迅速使事态恶化。,四、汽轮机辅助系统,汽轮机脱扣信号包括： （1）润滑油压低 （2）手动脱扣手柄 （3）超速保护 （4）动力油压低 （5）汽水分离再热器联合疏水箱水位高高 （6）汽轮机推力瓦磨损大保护 （7）高压缸排汽压力高 （8）冷凝器真空低 （9）发电机定子冷却水流量低 （10）微机调节器脱扣信号 （11）发电机氢温度高 （12）低压缸排汽温度高 （13）紧急手动停机按钮 （14）反应堆连锁跳汽轮机,四、汽轮机辅助系统,5、汽轮机排汽口喷淋系统 汽轮机排汽口喷淋系统（CAR）的功能是在汽轮发电机组启动、停运或低负荷运行时，防止低压缸排汽口温度超过限值，导致汽轮机叶片损坏。 在汽轮机低负荷（小于40MW）时，蒸汽流量较低，低压缸排汽不畅，由于汽轮机摩擦损失及鼓风损失产生的热量不能及时被汽流带走，造成末级叶片处出现排汽再循环，使排汽温度和末级叶片温度上升，有可能造成叶片损坏。,四、汽轮机辅助系统,6、蒸汽发生器辅助给水系统 蒸汽发生器辅助给水系统（ASG）的功能是用于当核反应堆紧急停堆而失去正常给水时，为蒸汽发生器提供必要的给水。有时，也可兼用于正常运行工况，为反应堆启动和停堆时提供必要的给水，以带出堆芯释放的热量。所以蒸汽发生器辅助给水系统也可列为与安全有关的系统。 为了保证在任何情况下，包括主给水管道破裂事故，都能使蒸汽发生器获得足够的辅助给水，要求辅助给水管单独进入安全壳，并在蒸汽发生器附近与主给水管道连接，或单独接入蒸汽发生器。 为了确保工作的可靠性，辅助给水系统至少要求两个可靠水源：以除氧水箱（辅助除氧水箱）作为第一水源，以除盐水箱作为第二水源，这样可保证较高的水质。,四、汽轮机辅助系统,7、蒸汽发生器排污系统 蒸汽发生器排污系统（APG）的功能是通过对蒸汽发生器在不同工况下的连续排污，以保持蒸汽发生器二次侧的水质符合要求，并对蒸汽发生器的排污水进行收集和处理。 此外，该系统还可实现蒸汽发生器二次侧安全疏水，蒸汽发生器干湿保养的充气和充水，在某些情况下调节蒸汽发生器水位。 压水堆核电站的每台蒸汽发生器的二次侧均设有排污系统。它包括1台排污冷却器，两台阳离子树脂除盐装置，两台混合库树脂除盐装置，以及过滤器等。阳离子树脂除盐装置主要用于处于134CS和137CS（铯）。混合床树脂除盐装置主要用于处理131CS和133CS（碘）。,四、汽轮机辅助系统,本系统的用途有以下几点： （1）防止各种有害杂质在蒸汽发生器中高度浓缩。 （2）当蒸汽发生器换热管泄漏时，通过排污控制二次侧放射性剂量。 （3）在蒸汽发生器维修时，将二次侧工质放干。 正常运行时，蒸汽发生器二次侧连续排污，排污水经过冷却后，返回凝汽器或直接排放。事故情况并探测有放射性时，排污水相继通过4台树脂除盐装置进行处理，并经过检验后，再决定送回凝汽器或稀释排放。,四、汽轮机辅助系统,8、冷凝器真空系统 冷凝器真空系统（CVI）的功能是抽出冷凝器中随蒸汽带入的不凝性气体和由大气漏入的空气，建立和保持凝汽器真空度，提高汽轮机组经济性。 该系统能满足汽轮机在各种运行工况下抽真空的要求，同时能有效地将冷凝器内不凝气体排出。 冷凝器真空系统由三套并联的抽气系统和一个真空破坏系统组成。在每套抽气系统中，有一台两级水环式电动真空泵、一个水汽分离箱、一台密封水泵、一台密封水冷却器及真空测量系统等；真空破坏系统包括一台过滤器、一个节流孔板和真空破坏阀。,四、汽轮机辅助系统,冷凝器真空系统从冷凝器（CEX）抽出不凝性气体，经电厂辐射监测系统（KRT）排向大气或送核辅助厂房通风系统（DVN）。汽轮机调节系统（GRE）采集冷凝器真空信号。辅助冷却水系统（SEN）向板式冷却器供冷却海水。常规岛除盐水分配系统（SER）向密封水箱补水。疏水送常规岛废液排放系统（SEK）。冷凝器真空信号送汽轮机保护系统（GSE）。,五、常规岛冷却水系统,1、循环水系统及循环水过滤系统 循环水系统（CRF）的功能是通过两条独立的进水渠向每台机组的冷凝器和辅助冷却水系统提供冷却水（海水）。 循环水过滤系统（CFI）的功能是过滤一台机组所需的全部海水，包阿括： -循环水系统（CRF）用水 -重要厂用水系统（SEC）用水 -循环水处理系统（CTE）用水 -辅助冷却水系统（SEN）用水 主要设备包括：水闸门、拦污栅、旋转滤网、循环水泵,五、常规岛冷却水系统,2、循环水处理系统 循环水处理系统（CTE）的功能是通过电解海水产生浓度为每升海水1克的次氯酸钠溶液，用以保护与海水接触的系统设备（CFI、CRF、SEC）不受氯化物和海洋生物污染。 3、辅助冷却系统 辅助冷却系统（SEN）的功能是为常规岛闭路冷却水系统（SRI）的冷却器和冷凝器真空系统（CVI）的冷却器提供过滤的冷却水（海水）。 主要设备：海水升压泵、自动清洗过滤器、板式换热器。,五、常规岛冷却水系统,4、常规岛闭路冷却水系统 常规岛闭路冷却水系统（SRI）的功能是将常规岛系统设备以及部分BOP设备运转产生的热量导出，保证这些设备的安全运行。 该系统由1台高位水箱、3台卧式离心泵、3台板式冷却器及除盐冷却水母管组成。 常规岛闭路冷却水系统需冷却的设备包括：励磁机空冷器、发电机氢冷器、定子水冷却器、抗燃油冷却器、汽轮机润滑油冷却器、发电机密封油空侧冷却器、发电机密封油氢侧冷却器、发电机母线冷却器、负荷开关冷却器、电动给水泵电机冷却器、液偶工作油润滑油冷却器、汽动泵润滑油冷却器、核岛辅助给水系统除氧器冷却器、BOP循环泵及空压机、凝结水泵轴承冷却、低压加热器疏水泵轴承冷却、汽水分离再热器疏水泵轴承冷却等。,六、发电机辅助系统,1、发电机定子冷却水系统 发电机定子冷却水系统（GST）的功能是通过一个闭式的低电导率水的循环回路带走发电机定子线圈带负荷运行时产生的热量。 主要设备包括：1个高位水箱、2台电动定子冷却水泵、2台冷却器、1个电加热器、2台过滤器、1台立式除盐设备。,六、发电机辅助系统,2、发电机密封油系统 核电站发电机的定子铁芯和转子都采用氢气冷却，正常运行时氢气的表压力为0.5MPa，发电机密封油系统（GHE）的功能就是防止发电机内部高压氢气从转子与发电机壳体间隙泄露出来，同时防止氢气受到密封油所带空气的污染，此外还可用于带走运行时密封瓦产生的热量。为了保证在正常运行时氢气不泄露的大气中，要求密封油的压力要大于氢压，一般油压大于氢压0.14MPa，而空、氢侧密封油压力基本是平衡的，压力控制由压力调节阀来保证。空、氢侧进口油温通过改变冷却水流量维持在45。,六、发电机辅助系统,3、发电机氢气供应系统 发电机氢气供应系统（GRV）主要功能是在发电机启动时，通过中间介质CO2排除发电机内的空气而充入氢气，相反在发电机检修停机前，则通过CO2排除发电机内氢气而充入空气。选择CO2的目的是避免在充氢或排氢过程中，空气与氢气混合而产生爆炸的危险。 正常运行时，发电机氢气供应系统保证发电机内氢气压力，监测氢气纯度和干燥氢气，以保证发电机工作在允许限值内。,六、发电机辅助系统,4、发电机氢气冷却系统 发电机氢气冷却系统（GRH）的功能是利用常规岛闭路冷却水系统（SRI）的水冷却发电机内的氢气以及励磁机内循环的空气。 发电机氢气冷却系统还利用设置在发电机及励磁机内的热电偶，对发电机和励磁机内温度进行连续监测。 发电机氢气冷却系统由发电机氢气冷却器和励磁机空气冷却器及有关管道和设备组成。,七、除盐水分配系统及压缩空气分配系统,1、常规岛除盐水分配系统 常规岛除盐水分配系统（SER）的功能是贮存并分配PH值为9的除盐水到电站各回路。常规岛对除盐水特性要求如下： PH值 9 电导率（25） 0.2us/cm 电离的SiO2 20ug/L Na+离子等于或小于 10ug/L 焙烧后悬浮物 50ug/L 常规岛除盐水分配系统将除盐水分配到下列系统： -蒸汽发生器排污系统（APG） -汽轮机润滑油处理系统（GTH）,七、除盐水分配系统及压缩空气分配系统,-汽轮机润滑、顶轴和盘车系统（GGR） -辅助给水系统（ASG） -凝结水抽取系统（CEX） -循环水系统（CRF） -冷凝器真空系统（CVI） -润滑油和油脂贮存系统（SKH） -蒸汽转换系统（STR） -常规岛闭路冷却水系统（SRI） -汽轮机主给水泵系统（APP） -汽轮机轴封系统（CET） -热水生产和分配系统（SES）,七、除盐水分配系统及压缩空气分配系统,2、常规岛废液排放系统 常规岛废液排放系统（SEL）功能是收集二回路系统和厂房等各处来的含油放射性或非含油放射性的疏水。从含油放射性疏水中把油分离出来并以受控的方式进行处理，然后把放射性水送到电站的废液排放系统（TER）。 3、压缩空气生产系统 压缩空气生产系统（SAP）功能是在所有工况下为电站生产提供所有动力设备所需的压缩空气（空压机房），并通过仪用压缩空气分配系统和公用压缩空气分配系统分配到各用户。 主要设备：空压机、干燥装置、储气罐,七、除盐水分配系统及压缩空气分配系统,4、仪用压缩空气分配系统 仪用压缩空气分配系统（SAR）的功能是保证仪表用压缩空气的分配，以供应位于核电站各个场所的气动控制装置，具体如下： 核岛：反应堆厂房、连接厂房、核燃料厂房、电气厂房、废液暂存箱区内、核废物辅助厂房。 常规岛：供油站、凝汽器抽气区、给水调节站区、高压加热器、电动和气动给水泵区、除氧区、低压加热器、汽轮机蒸汽旁路阀区。 BOP：加氯站内、辅助锅炉厂房内、除盐水生产厂房。 5、公用压缩空气分配系统 公用压缩空气分配系统（SAT）的功能是把压缩空气分配到机组以及厂区在机组运行和停运期间的操作工具和气动泵。,八、常规岛主要设备,1、汽轮机 核电汽轮机为单轴四缸六排汽反动凝汽式汽轮机，配有汽水分离和两级再热装置。 每台汽轮机组有两个高压主汽调节联合阀，均为双端主汽阀结构，即每个阀体上有两个主汽阀和两个调节阀，由调节系统的信号来控制其开度，伺服机构为油动机弹簧。高压主汽管把蒸汽输入高压缸中，高压缸支撑在轴承箱上，冷端再热管把高压缸排汽输送到位于机组两侧的汽水分离再热器（MSR）中。从汽水分离再热器至三个低压缸的热端再热管中，装有低压主汽阀和低压调节阀，且均为蝶阀，其开度由调节系统的信号来控制，伺服机构为油动机弹簧。低压缸座在其基础台板上，低压缸与凝汽器之间为柔性相接，凝汽器刚性安装在着力于汽轮机基础底板的专设支柱上。,八、常规岛主要设备,高压缸和低压缸均为双流式结构，推力轴承安装在高低压缸间的轴承箱上。 汽轮机转子由轴承箱中的支持轴承支承。主油泵连接在高压缸前端的辅助转轴上。汽机润滑油系统供油给顶轴系统、盘车系统、汽轮机轴承、发电机轴承、励磁机轴承和推力轴承。该系统还向发电机油密封系统和机轴油泵供油。 汽缸疏水为自流疏水，高压缸疏水排到抽汽管道中。冷端再热管道和低压缸的疏水排入抽汽管道和凝汽器中。高压阀门蒸汽室、高压缸进汽区和高压进汽管的疏水排入疏水收集器和冷端再热管中。热端再热管路为自由疏水，疏水进入MSR和低压缸中。 整台机组由汽机监视系统监测，此系统由众多测量元件组成，测量各种参数，供调节系统和保护系统控制保护机组用。汽轮发电机组额定转速为3000r/min，从汽轮机向发电机看旋转方向为顺时针。,八、常规岛主要设备,2、汽水分离再热器 汽水分离再热器由汽水分离再热壳、第一级再热管束、第二级再热管束组成。来自高压汽轮机的乏汽经由汽水分离再热器由壳端进入汽水分离再热器。蒸汽通过人字形分离器直接到达再热管束。从汽轮机乏汽分离出来的湿气直接送到专用疏水箱。汽水分离再热器壳是碳钢做的，装在壳上的安全阀提供了过压保护。 第一级再热管束接收来自高压汽轮机的抽汽，经管束的蒸汽流把能量加给高压汽轮机乏汽，高压汽轮机抽汽供给是不能调节的。经过第一级再热管束由传热所致的凝结水至高压加热器。 第二级再热管束接收来自主蒸汽系统的蒸汽，其蒸汽量是可以调整的，从第二级再热管束出来的凝结水排至高压加热器。,八、常规岛主要设备,3、发电机 汽轮发电机的额定转速为3000r/min，额定电压20KV，额定频率50HZ 发电机冷却方式为水氢氢冷却，即定子绕组、引线、引出线等为水内冷，转子绕组为氢内冷，定子铁心及其他构件为氢冷。通风系统采用定子铁心为径向多路通风，转子绕组为气隙取气斜流通风，定转子各有11个风区，冷热风相间并相互对应。在定子端部和发电机气隙中设置风区间隔环以加强转子的通风冷却。 交流主励磁机为三级无刷励磁型，冷却方式为空冷。 交流副励磁机为永磁式，冷却方式为空冷。,八、常规岛主要设备,4、冷凝器 凝汽器为三壳体结构，对分单流程，表面式凝汽器，与汽轮发电机组轴中心线呈横向布置。凝汽器的每个壳体结构由接颈、壳体（含管束）和水室等构成。凝汽器与其支承支柱刚性连接（凝汽器可胀缩滑移）。接颈通过橡胶膨胀节与低压缸排汽口连接。三个壳体结构的汽侧间和热井间分别设有连通管，以期在某个管束停运时限制壳体间的压力差。 凝汽器具有在夏季工况和旁路排放（85%额定蒸汽流量）加带厂用电负荷（5%额定负荷）工况下正常运行的能力。在稳定工况下，当循环水温等于或高于额定温度、蒸汽量为40%100%额定流量范围内且补给水量为任意值时，凝结水含氧量不大于20ppb。,八、常规岛主要设备,接颈由碳钢板焊接而成，其内部采用钢管交错支撑，以承受内外压差，保证接颈的整体强度和刚度。 接颈内放置了组合式低压加热器LP1、LP2，在接颈上方内侧设置了水幕喷淋保护装置。当旁路蒸汽经减温减压装置进入凝汽器时，水幕保护装置喷水形成水幕以保护低压缸。接颈内还设有组织汽流的挡板。在接颈上设置汽机旁路系统的减温减压装置，五级抽汽管道也从接颈内部穿过侧壁引出。 壳体采用碳钢板焊接而成并用中间隔板和钢管作加强件。布置了两组向心式管束，管束四周布置有一定宽度的蒸汽通道，以达到合理的蒸汽流速。壳体的两端用焊接的方式将管板固定在壳体上，并用较薄的钢板作为挠性板过渡，以补偿冷却水管和壳本的热膨胀差。,八、常规岛主要设备,冷却水管为钛管，胀接并焊接在前后管板上冷却管由前管板至后管板向上倾斜，在前后管板之间设有几十块中间隔板支托冷却管，使其有足够的刚度和避开共振，以防止在运行中引起振动损坏管子，钢板采用钛一钢复合板。 热井与壳体一体化，置于管速下方，留有充足的空间以使部分蒸汽进入该空间，对凝结水有回热作用，不仅能减小过冷度，提高除氧效果，而且还能适应凝结水位变化的需要。凝结水通过壳体底部的凝结水泵正常运行。 每个壳体结构有进口、出口水室各二只，水室内用网板焊接而成，外壁用T型钢板加强。水室为倾斜的方盒式结构，进出口水室有可拆卸的盖板，在进口接管内装有安全栅格。水室与凝汽器管板以螺栓连接，水室能在凝汽器就位后再组装。水室内部以氯丁橡胶衬里，水室上部有排气接管和自动排气阀门，可及时排除室内的空气。,八、常规岛主要设备,5、除氧器 卧式除氧器采用了喷雾除氧段、深度除氧段两段除氧。凝结水进入弓形水室后，通过恒速喷嘴将凝结水喷成雾状，以圆锥形薄膜进入喷雾除氧段。在该段空间中，水与蒸汽充分接触进行喷雾除氧，绝大部分不凝性气体在此段中被除去，并通过特定的排气口排向大气。喷雾除氧后的再经过特制的淋水盘箱一层一层向下流动，形成无数的水膜与加热蒸汽不断进行接触，不断进行再沸腾，从而完成深度除氧过程，使给水含氧量不大于3-5ppb。 除氧器采用恒速喷嘴，单个喷嘴流量可在一定范围内变化，所以除氧器能适应机组变负荷进行，保证了除氧器随机组负荷变化的滑参数运行。,八、常规岛主要设备,在除氧器的长度方向布置了两个独立的弓形进水室，在进水室长度方向均布了很多恒速喷嘴。在除氧器左上方布置了一个进水集箱，进水管进入集箱后再分两路均匀流向弓形水室。 除氧器的封头和圆形壳体采用不锈钢复合板制造，容器内凡是与凝结水释放出来的氧等非凝结气体接触的零部件均采用了不锈钢制作。 除氧水箱为圆筒形筒体与端封头构成的卧式四支座水箱（其中一支座为固定支座，另三个为滑动支座），正常工作水位储水容积按容纳7分钟给水量设计。,八、常规岛主要设备,6、高压加热器 高压加热器为卧式U型管，两流程设计。每台加热器内有蒸汽凝结段和疏水冷却两个传热区段。 高压加热器为全焊接结构，壳体上标有现场切割线，内衬有不锈钢保护环，便于切割出壳体，检查管束，壳体由固定支座和滚轮式滑动支座支托，在壳体的尾部上侧设有壳侧安全阀。 水室体为半球封头型，端部设有一使用压力密封盖封口的人孔，操作人员可通过人孔进入水室，并配有拆装人孔盖的专用工具，水室体上设有一安全阀。 水室分隔板焊接在管板上，只有一过渡管与水室出口管座焊接，避免分隔板与半球封头直接焊接，消除了半球封头受压力后产生较高的局部应力。 传热管采用了不锈钢管制作，在壳体内，在疏水或蒸汽进入部位，一般设有防冲蚀板。由于管子与管板的连接采用焊接及爆炸胀管法，保证了密封性。沿管速长度方向布置了多道隔板来支承管束。,八、常规岛主要设备,管束是加热器的核心，管束上布置了两个传热区段。管