第七章 压水堆核电站的二回路系统及设备.doc

第七章 压水堆核电站的二回路系统及设备7.1 主蒸汽系统主蒸汽系统将蒸汽发生器产生的新蒸汽输送到主汽轮机和其他用汽设备及系统。与主蒸汽系统直接相关的设备是：主汽轮机高压缸、汽轮机轴封系统(CET)、汽水分离再热器(MSR)、蒸汽旁路排放系统(GCT)、主给水泵汽轮机(APP)、辅助给水泵汽轮机(ASG)、除氧器(ADG)和蒸汽转换器(STR)。三台蒸汽发生器顶部引出的三根外径为812.8mm主蒸汽管，分别穿过反应堆厂房(安全壳)；进入主蒸汽隔离阀管廊，并以贯穿件作为主蒸汽管在安全壳上的锚固点。穿过主蒸汽隔离阀管廊后进入汽轮机厂房，然后合并为一根外径为936mm的公共蒸汽母管，再将蒸汽引向各用汽设备和系统。如图7.1所示。在主蒸汽隔离阀管廊中的每根主蒸汽管道上装有一个主蒸汽隔离阀，其下游安装了一个横向阻尼器。主蒸汽隔离阀上游的管道上装有7只安全阀，一个大气排放系统接头和一个向辅助给水泵汽轮机供汽的接头。大气排放系统接头和辅助给水泵汽轮机供汽接头之所以要接在主隔离阀的上游，是考虑到当二回路故障蒸汽隔离阀关闭时大气排放系统和辅助给水系统还能工作。在主蒸汽隔离阀两侧还接有一条旁路管，其上装有一个气动隔离阀，在机组启动时平衡主蒸汽隔离阀两侧的蒸汽压力，并在主蒸汽管暖管时提供蒸汽。在汽轮机厂房内，从蒸汽母管上引出四根631mm的管道与主汽轮机的四个主汽门相连，向汽轮机高压缸供汽。此外，从蒸汽母管两头还引出二条通往凝汽器两侧的蒸汽旁路排放总管。管上各引出6条通往凝汽器的蒸汽排放管，去主给水泵汽轮机、除氧器、蒸汽转换器、汽水分离再热器和轴封的供汽管。两条蒸汽排放总管由一根平衡管线连接在一起。(1)主蒸汽隔离阀主蒸汽隔离阀为对称楔形双闸板闸阀。正常运行时全开，但在收到主蒸汽管线隔离信号后能在5秒内关闭。隔离阀的执行机构是一个与氮气罐相连的液压缸。氮气进入液压缸活塞的上部，其名义压力为198。氮气的膨胀力使隔离阀关闭。为开启阀门，设有一套汽动油压泵液压系统，产生名义压力为329液压油进入液压油缸活塞的下部，克服氮气的压力和开启阻力使阀门开启，见图7.2。快速关阀是由快速排泄液压油缸活塞下部的油液实现的。控制分配器用于关闭主蒸汽隔离阀。它们由电磁阀操纵。当电磁阀通电时，分配器开启，将液压油缸活塞下部的液体通过常开隔离阀排出，主蒸汽隔离阀在氮气压力作用下迅速关闭。两条排油管线是冗余的，单独一条管线就足以使阀门在5秒内关闭。图7.1 大亚湾核电站的主蒸汽系统图7.2 主蒸汽隔离阀执行机构开启主蒸汽隔离阀时，需使电磁阀断电，从而关闭控制分配器，切断液压油缸的泄油通路，油系统压力升高是阀门开启。(2)主蒸汽安全阀主蒸汽安全阀是防止一、二回路超压的最后一道安全屏障，其功能是：蒸汽发生器二回路侧和主蒸汽系统提供超压保护；防止一回路超压和过热；限制蒸汽释放的数量和速率来防止堆芯过冷。安全阀的总排放量一般都取额定蒸汽量的110%。但单个安全阀的排放量，在反应堆热停堆工况下，不会引起反应堆所不允许的过冷却。安全阀通常采用多个分组设置。故每条管线上的7个安全阀分为两组：第一组为气动操作安全阀，共三只。用来限制蒸汽发生器二回路侧压力，保证不超过蒸汽发生器的设计压力86。考虑到蒸汽管线的压降、阀门特性和整定误差，把这一组安全阀的整定点定为83。则 129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129129第二组为弹簧加载安全阀，共四只，用来限制蒸汽发生器二回路侧和主蒸汽管线中的最高压力不超过设计压力的110%。这一组安全阀的整定点定为87。(3)主蒸汽母管主蒸汽母管的功能是：平衡三台蒸汽发生器二次侧的蒸汽压力，均衡汽轮机进口蒸汽压力，分配蒸汽到各有关用汽设备和集中疏水。为使主蒸汽管束集中疏水，蒸汽管道的安装标高较低，以便主蒸汽隔离阀后管道、通往汽轮机的管道和通往蒸汽旁路排放总管的管道均能将疏水自流到主蒸汽母管。在集管上设有三个大直径的疏水器。7.2 核电站汽轮机及设备7.2.1 压水堆核电站汽轮机的主要特点(1)新蒸汽参数在一定范围内变化对常规火电站来说，汽轮机的新蒸汽参数(p0、t0)在正常运行期间是不变的(在起、停过程中的滑参数运行除外)。因此，锅炉运行人员的主要责任就是在运行过程中始终保持锅炉出口新蒸汽参数为额定值。对压水堆核电站来说，如果仍然保持这种运行方式，则反应堆平均温度Tave变化太大，如图7.3所示。这种运行方式虽对常规岛有利，但给核岛带来了很大问题。(a)由于反应堆平均温度变化，就要求一回路系统具有较大的体积补偿能力，使一回路的压力补偿问题变为更为严重。(b)对于具有负温度系数的压水反应堆来说，在功率提升过程中要求有较大的控制棒位移，即要求有较大的反应性补偿。这些问题给一回路设计、运行带来很大困难，因此目前基本上不采用这种运行方式。图7.3 t0,p0常数时输出功 图7.4 tave常数方案的温度、压率和温度压力的关系 力功率关系(冷却流量不变)对反应堆比较有利的是平均温度不变的运行方式，如图7.4所示。前面谈的两个问题都可很容易得到解决。但是，这种运行方式蒸汽参数变化太大，对二回路不利。因此，压水堆核电站常采用一种折衷的运行方式，图7.5所示为大亚湾核电站的运行方式。这里，反应堆平均温度tave和汽轮机新蒸汽参数p0、t0都作了适当变化，但又都不太大。蒸汽发生器出口新蒸汽压力为零负荷时76，满负荷时67.1，对应新蒸新汽温度为291.4和283.6。 (2)新蒸汽参数低，且为饱和蒸汽对压水堆核电站来说，二回路新蒸汽参数取决于一回路的温度，而一回温度又取决于一回路压力，提高一回路压力将使得反应堆压力容器的结构及其安全保证措施变得复杂，尤其是反应堆压力容器尺寸很大时。因此，压水堆核电站汽轮机的新蒸汽压力，应按照反应堆压力容器计算的极限压力和温度来选取，一般不超过6073的饱和蒸汽，大亚湾核电站一回路压力为155，额定工况下二回路蒸汽压力为67.1。(3)理想焓降小，容积流量大：一般饱和蒸汽汽轮机的理想焓降比高参数火电机组的理想焓降约小一半。因此，在同等功率下核电站汽轮机的容积流量比高参数火电站汽轮机约大6090%，这样核电站汽轮机在结构上有以下特点：进汽机构的尺寸增大(包括管路)；功率大于500800时汽轮机的高压缸采取双分流；由于叶片高度达，要求采用扭叶片的级数增加，提高了制造成本；调节剂的叶片高度大，所以叶片中弯曲应力大，不易采用喷嘴配汽；由于低压缸通流量大，故需要增多分流数目，或采用低转速。图7.5 蒸汽发生器一、二回路参数（4）通流表面积聚水分多，更易超速与火电站中间再热式汽轮机一样，核电站汽轮机各缸之间也有很大的蒸汽容积，在甩负荷时会使转子升速。另外，处于湿蒸汽区工作的核电站汽轮机及其汽水分离再热器的通流表面上覆盖着一层水膜，当负荷发生大幅度速降时，流道内压力突然降低，这层水膜就会闪蒸，流至汽轮机各级做功，易使汽轮机超速。计算与试验表明，由于这一原因，在甩负荷时，转速会增长1525%。为减少核电站汽轮机的转速飞升，可采取一下措施：在汽水分离再热器后、低压缸前的进汽管道上装设快速截止阀；提高分压缸压力，减少管道尺寸，将汽水分离器和蒸汽再热器做成一体；完善汽轮机和管道的疏水系统，减少水膜厚度和积水。7.2.2 大亚湾核电站的汽轮机大亚湾核电站的汽轮机是由英国GEC公司制造的双分流、中间再热、四缸六排汽、冲图7.6 大亚湾核电站汽轮机热力系统图动纯凝式汽轮机，共有四十个压力级和七级非调整抽汽，其热力系统如图7.6所示。四个转子各自的轴承支承，相互通过刚性联轴器连为一体，并且#3低压转子有刚性联轴器与发电机转子相连，组成汽轮机发电机组轴系。高压转子的前端接有一短轴，其上装有主油泵和超速危急保安器(或称危急遮断器)。推力轴承位于高压缸与#1低压缸间的轴承座内。电动盘车装置位于机组轴系尾部的励磁机后。汽轮机的主要技术规范如下：汽轮机发电机组额定电功率：983.8汽轮机额定转速：3000循环热效率：33.87汽耗率：5.61热耗率：10128.7末级叶片高度：945主汽门前进汽参数： 压力：66.3 温度：283 湿度：0.48% 流量：1532.7高压缸入口蒸汽参数： 压力：61.1 温度：276.7 湿度：0.61% 流量：1532.7高压缸出口蒸汽参数： 压力：7.83 温度：169.5 湿度：14.2%流量：1274.14低压缸入口蒸汽参数： 压力：7.4温度：264.8湿度：0流量：1011.6低压缸出口蒸汽参数： 压力：0.075 温度：40.3 湿度：9.3% 排汽量：3*276.47=829.41主要结构参数 高压缸 低压缸 总计 长(m) 6.31 7.33=21.9 28.21 宽(m) 3.25 7.95 7.95 高(m) 3.98 5.72 5.72重量(定子+转子)()160+32.5=192.5 (270+66)3=1008 1200.5(1)高压缸高压缸的进汽机构由四只主汽门(或称截止阀)和四只调节阀组成。一只主汽门和一只调节阀卧室共轴对称布置，组成一个高压蒸汽柜。四个高压蒸汽柜布置在高压缸两侧，采用叠置式安装方式。蒸汽柜坐落在基础上，由死点固定，但在其他方向可以自由移动，结构非常紧凑，且有良好的膨胀灵活性。主蒸汽由蒸汽母管经根610mm管道进入四个高压蒸汽柜的主汽门。蒸汽从四只调节阀出来后再由四根610mm具有弹性的弯道进入高压缸的四个进汽口。这四个进汽口，两个上半缸，通过法兰与蒸汽管相连，以便上缸的装配和拆卸；两个在下半缸，与蒸汽管道焊在一起。高压缸为浇铸单层缸。每个管道中的5级隔板是通过2个持环(或称隔板套)安装在汽缸上的。两个流道中的第一个持环和第一级隔板之间组成了高压缸的进汽室。每个流道中的两个持环之间形成抽汽室。高压缸的级中设有2级抽汽(不包括高压缸排汽)，前流道中的第1、2、3级隔板安装在前流道第一个持环上，而后流道中第1、2级隔板安装在后流道第一个持环上。如图7.7所示。他们的抽汽分别倒、高加。图 7.7 大亚湾核电站主汽轮机的高压缸为了降低蒸汽湿度从第2级起每个隔板和持环上均设有除湿沟槽。高压转子为整锻转子，从而解决了套装转子在高温下叶轮与轴的松动问题。高压转子的动叶均采用叉型叶根。高压转子前端的短轴上装有主油泵叶轮和二个危急保安装置的飞锤，后端装有推力轴承的推力盘。蒸汽在高压缸做完功后，由汽缸两端的8个对称排列的排汽口排出。上半缸的4个排汽口(前后流道各2个)通过法兰与汽水分离再热器的冷再热管相连。下半缸的4个(前后流道各2个)，排汽口与冷再热管为焊接结构。高压缸的排汽分别送往2个汽水分离再热器。(2)低压缸低压缸的进汽机构由6只截止阀和6只调节阀组成，每只低压缸各有2只截止阀和2只调节阀。所有截止阀和调节阀均为蝶阀。一只截止阀和一只调节阀组成一个低压蒸汽柜，安装在低压缸的进汽管上。由2个汽水分离再热器来的再热蒸汽沿6根1142mm的蒸汽管道进入低压蒸汽柜的截止阀。蒸汽由调节阀出来后再沿6根990mm的管道进入低压缸上部的进汽口、每个低压缸上部的2个进汽口也是通过法兰与蒸汽管连接。低压汽缸为焊接双层缸，低压轴承座直接放在机座(或台板上)，而低压缸采用由下缸伸出的支承面支承在台板上。因此，大气压力引起外缸的任何变形不影响转子间的对中和轴承的载荷，如图7.8所示。图7.8 大亚湾核电站主汽轮机的低压缸低压缸两端的汽封是直接连在轴承座上，再通过可弯曲的波纹管连接到低压缸的端部，从而满足低压缸端部的密封要求。由于进入低压缸的蒸汽为过热蒸汽，故第1、2级隔板上未设除湿沟槽，第3、4、5级隔板上均有除湿沟槽。低压缸转子也为整锻式。动叶的叶根除末级为枞树型外，其余4级都是叉型结构。末级叶片高度为945，顶部堆焊了钨铬钴合金。蒸汽在低压缸做完功后，沿各自两端的排汽口排入低压缸下部的凝汽器。为提高低压缸的刚度和使排气通道有合理的导流形状，减少排汽损失，低压缸的排汽口中装有导流板。(3)抽汽为提高热力循环，设置了7级抽汽回热，高压缸3级(包括高压缸排汽至除氧器)，低压缸4级。高压缸的3级抽汽，一级抽自高压缸后流道第二级后，抽汽压力为：27.57，称为第1级抽汽。另一抽自高压缸前流道第三级后，抽汽压力为：19.08，称为第2级抽汽；第三级抽汽是高压缸排汽，至除氧器，抽汽压力为：7.83。低压缸的抽汽采用前后流道对称布置，即第4级抽汽在2号低压缸前后两个流道中的第一级后，抽汽压力为3.863;第5级抽汽在1号和3号低压缸前后每个流道中的第二级后，抽汽压力为2.02；第6级抽汽抽自1、2、3号低压缸前后每个流道中的第三级后，抽汽压力为0.962；第7级抽汽在1、2、3号低压缸前后每个流道中的第四级后，抽汽压力为0.359。(4)气封级内汽封高、低压缸各级的隔板及动叶顶部均设有曲径式汽封，以减少级内漏气，提高机组效率。隔板汽封是由汽封块安装在隔板内孔槽中构成的，汽封块被弹簧压紧在内壁上，如图7.9所示。汽封块上镶嵌着许多汽封片。动叶顶部的汽封是由围带和隔板的外环构成，汽封片插在外环上。外环是用螺栓固定在隔板上后与隔板整体加工而成。这样的汽封结构减少了叶顶处漏汽，并在任何可能产生的动静摩擦的情况下，只会磨去外环上的汽封片，而不至损坏叶顶。低压缸末级叶片没有围带，但其顶部有倾斜的薄边，和隔板上的外环一起构成末级叶顶的轴向汽封。为了防止高压蒸汽外漏，减少汽轮机内作功的蒸汽量和防止空气漏入低压部分，破坏凝汽器的真空，高、低压缸两端均设有曲径式端部汽封。高压缸的端部汽封块并不直接安装在汽缸上，而是采用了汽封套的方式。汽封套在中分面处通过螺栓连成一个整体，安装在汽缸上。高压缸端部气封组成三个汽封，在启动、低负荷运行及停机时，由外汽源将密封蒸汽送图7.9 隔板的曲径式汽封入中间腔室进行密封。在高负荷时将高压缸入口蒸汽经节流导入内侧腔室，再由中间腔室导入低压缸端部汽封。外侧腔室为抽气腔，处于微负压状态(0.986)低压缸端部汽封的结构也一样，只是汽封套不是安装在汽缸上，而是安装在落地式轴承座的延伸体上，如图7.10所示。汽封套是通过可弯曲的波纹管连接到低压缸的端部。低压缸端部汽封组成了二个汽封腔，内腔为进汽腔，外腔为抽汽腔。图 7.10 低压缸端部气封7.2.3 汽水分离再热器蒸汽在高压缸中作功后湿度达到14.2%，如果继续送往低压缸中作功，那么低压末级的湿度可能达到30%左右，大大超出12-15%的许用值。因此，对于压水堆核电机组，在高、低压缸间必须设置汽水分离再热器，除去高压排汽中的水分，提高低压缸的蒸汽温度，使其有一定的过热度。这样，不仅改善低压缸的工作条件，而且能提高汽轮机的效率、减缓湿蒸汽对汽轮机部件的腐蚀。大亚湾核电站的汽轮机配有二台并列工作的汽水分离再热器，布置于汽轮机的两侧。汽水分离再热器由汽水分离器、第一再热器、第二再热器等三部分组成，其结构如图7.11所示。高压缸的排汽由4根管道及汽水分离再热器筒体端部进汽口导入，经分配板进入波形板分离器，除去约98%的水分；然后上行进入第一再热器，被高压缸第一抽汽的蒸汽加热；继续上行进入第二再热器，由新蒸汽加热，使之达到过热状态。最后，由筒体顶部的三个排汽口排出，分别送往三个低压缸。图7.11 大亚湾核电站主汽轮机的汽水分离再热器汽水分离器分离出现的水汇集到筒体底部的疏水箱，再由疏水泵打入除氧器前的凝水管；抽气再热器的疏水流入高压加热器的疏水箱；新蒸汽再热器的凝水流入#7高压加热器的疏水箱。在高压加热器的高水位时，再热器的凝水直接排至凝汽器。汽水分离器筒体的设计工作压力为11(绝对)，正常运行压力为7.8。为防止意外超压，导致筒体爆损，在筒体上设有一个卸压阀和八个爆破盘。卸压阀的动作压力为9.55 (绝对)，爆破盘的动作压力为11.4 (绝对)。为强化再热器的传热，再热器管为带散热片的不锈钢管。汽水分离再热器的主要技术参数为：直径：5.35长度：24.38重量：342 温度() 压力() 湿度(%) 过热度()冷再热蒸汽 169 7.8 14.2 热再热蒸汽 265 7.4 96新蒸汽 279 64.3抽气 229 27.67.2.4 凝气器凝汽器在热力循环中起着冷源的作用，它与抽气系统一起在汽轮机的尾部建立和维持真空，凝结来自主汽轮机、给水泵汽轮机及旁路系统来的蒸汽，对凝水作一级热力除氧，并向一回路系统提供足够的凝结水贮备量和接收疏水箱来的疏水。大亚湾核电站的三个低压缸配置三个结构和容量相同的凝汽器。直径为2米的联通管将三个凝汽器的汽侧空间相互联通。凝汽器的结构如图7.12所示，主要由壳体、膨胀连接件、管板、管束、水室和热井等组成。在其喉部装有一台组合式的、低压加热器、4个旁路系统的蒸汽排放扩散器，以及、低压加热器的抽气管。图7.12 大亚湾核电站主汽轮机的凝汽器每个凝汽器设有两组独立的管束，每组管束由6808根外径25.5、壁厚0.71、长16700的钛管组成。管束的布置保证蒸汽以较低的速度沿周围边界进进入中心区，聚集在管束中央的不凝结气体由中央通道引至管束冷却水的进口端，然后被抽气系统抽至大气环境。管束内设有凝水收集盘，防止管束下部传热管水淹没和凝水过冷。每组管束的底部设有第一凝水收集盘，所有凝水必须由此进入除氧盘。这样，可使低压缸的排汽直接流向热井，通过除氧盘加热凝水来除氧。低压缸与凝汽器之间通过“哑铃”状橡胶膨胀件连接，如图7.13所示。环状橡胶膨胀件的上部和底部压紧在上、下支承块上，防护板从内侧保护膨胀件。在凝汽器的颈部和低压缸排汽口的法兰间，由蓄水槽作密封，确保凝汽器的真空。图7.13 凝汽器的密封连接件凝汽器的技术参数为：主汽轮机低压缸排汽量 829.41给水泵汽轮机的排汽量 28.52循环水流量 44.96循环水入口温度 23凝汽器的喉部压力 75 (绝对)凝汽器出口凝水含氧量 127.3 汽轮机的辅助系统及设备7.3.1 蒸汽旁路排放系统蒸汽旁路排放系统是为机组适应启停工况和事故处理设置的。当反应堆的热功率大于汽轮机的功率时，该系统为反应堆产生一个人为的负载，达到反应堆负荷与汽轮机功率相适应的目的。在蒸汽旁路排放系统作用下，当机组甩去部分负荷、甚至全部负荷时，不使反应堆紧急停堆和主蒸汽安全阀动作；允许反应堆随大于10%额定负荷的阶跃变化和每分钟超过5%额定负荷的线性变化；在反应堆紧急停堆和机组正常启动及停堆时，防止冷却剂过热和主蒸汽安全阀起跳，并导致反应堆冷却器系统的贮热和剩余发热，使反应堆冷却剂的平均温度达到零负荷或投用余热排出系统的水平。蒸汽旁路排放系统由蒸汽器排放系统、除氧器排放系统和大气排放系统三部分组成，系统如图7.14 。图7.14 大亚湾核电站主汽轮机的旁路系统凝汽器排放系统是一个大旁路，从排放总管引出的12根管道，经隔离阀、气功控制排放阀和扩散器到凝汽器上。12个凝汽器排放阀分为三组，对称、均匀地分布在三个凝汽器上，按先后顺序逐组比例开启，三组的排放量分别为18.2%、18.1%和36.3%额定流量。排放蒸汽在扩散器中降温、降压后喷入凝汽器空间。除氧器排放系统是个小旁路，从排放总管引出的一根管道在除氧器处分为三根支管，经隔离阀和气动控制排放阀与除氧器的加热抽汽管合并，排汽经除氧器的主蒸汽鼓泡器进入除氧器的水空间。该排放系统的设计排放量为12.4%额定流量。大气排放系统仅当排放蒸汽量超出大、小旁路系统的排放能力时才投入使用。三条各自独立的大气排放系统管线接自主蒸汽隔离阀的上游，每根排放管上装有电动隔离阀的气动控制排放阀。为提高排放阀的工作可靠性、在气动排放阀处设置看一个压缩空气罐，在压缩空气系统失灵时，能使气动排放阀维持6小时的工作时间。大气排放系统的总放量为10-15%。当机组功率在5%额定功率以上、二个回路的功率平衡、负荷阶跃变化小于10%或每分钟小于15%额定负荷线性变化时，蒸汽旁路排放系统不投入工作。在机组启动和正常停运时，第1、2组凝汽器排放阀在冷却剂平均温度高于284oC时投入工作；为避免一回路系统过冷，在冷却剂平均温度小于284oC工况下，所有排放阀都关闭。在冷停堆时，冷却剂平均温度由291.4oC降到180oC的过渡阶段，蒸汽排放系统投入运行。排放阀有温度控制和压力控制两种工作模式。当反应堆功率大于15%时，采用温度控制模式，开启信号正比于反应堆的平均温度与汽轮机负荷表征温度的差值。在反应堆的功率小于15%时，采用压力控制模式，是蒸汽母管的压力维持在手动设定的水平。7.3.2凝结水抽出系统凝结水抽出系统抽取凝汽器热井中的凝结水，经四级低压加热器输送到除氧器，同时向蒸汽旁路排放系统的扩散器、低压缸排汽口的喷淋系统、新蒸汽疏水接收器和汽轮机疏水接收器等提供冷却水，以及向凝结水泵、低压疏水泵和主给水泵提供轴封水。此外，还向辅助给水系统的贮水箱提供补充水。凝结水抽出系统是由三台凝水泵、四台疏水接收器、凝结水过滤器以及除氧器水位控制和凝结水再循环控制阀等组成。图7.15 凝结水泵大亚湾核电站的每台主汽轮机配置三台50%额定流量的电动立式三级凝结水泵，结构如图7.15所示。正常工况下二台工作，一台备用。泵的第一级采用双吸入口，从第一级叶轮轮缘排出的凝水经双蜗壳引向单侧进水的第二级叶轮，第二级叶轮的出水经扩压器引向第三级叶轮，最后由支承泵体重量的垂直管排出泵外。凝结水泵的工作转速为1482，扬程215，额定功率1660，额定流量552.67。凝结水泵通过低压加热器输送到除氧器的凝结水量是由除氧器的水位控制器来调节，控制回路如图7.16 。为避免凝结水泵的汽蚀，必须保证凝水泵有最小量流过。在除氧器高水位、输入的凝结水量减少时，由再循环控制阀来保证通过凝结水泵的最小许用流量。再循环控制器感受低压加热出口的凝水流量，凝结水泵的出水经直径500的管道和直径300的控制阀返回凝汽器。设计最大再循环流量为500。图7.16 凝结水控制系统7.3.3 低压加热系统低压加热器系统是利用汽轮机的抽汽加热来自凝结水泵的凝水，达到提高热力循环效率的目的。大亚湾核电站的主汽轮机设有4级U型管表面式低压加热器，将凝汽器热井中温度为40.82的凝结水加热到139.9。、低压加热器采用组合式结构，即两个加热器组合在同一筒体内，结构如图7.17所示。每台主汽轮机设有三台并列工作、1/3容量的、低压组合式加热器，分别安装在凝汽器的喉部。来自凝结水泵的凝水在U型管中流动，加热蒸汽在管侧流动。蒸汽冷却产生的凝结水由低加流向低加，再由低加流向凝汽器。图7.17 1号、2号组合式低压加热器、低压加热器均为二台50%额定流量并列工作，其中低压加热器的底部设有5.7%总传热面的疏水冷却段。、低压加热器的疏水汇集到疏水集箱，由疏水泵打入、低加间的凝结水管道。为防止甩负荷工况下加热器中水闪蒸产生的蒸汽返回汽轮引起机组超速，在、低压加热器的抽汽管上设有逆止阀；同时，为在传热管泄漏或疏水阻塞时将加热器退出系统，在抽汽管道上还设有隔离阀。逆止阀位于汽轮机侧，目的在于减少抽汽管道产生的中间容积，减少甩负荷工况下机组的飞升转速；隔离阀位于加热器侧，防止加热器高水位时疏水进入抽汽管道。抽气隔离阀在加热器高水位时自动关闭，以免造成汽轮机进水事故。、组合式低加抽汽隔离阀的最小关闭时间为30秒，、隔离阀的最小关闭时间为60秒。在低压加热器系统的凝水管路上均设有隔离阀和电动旁路阀，以便必要时将部分低压加热器退出系统。为保证低压加热器良好的传热性能，及时将蒸汽凝结过程中产生的不凝结气体抽起，在4级低压加热器上均设有不凝结气体排气口，由抽气管直接引至凝汽器。7.3.4 除氧器系统除氧器系统对凝结水泵送来的凝水加热到除氧器工作压力下的饱和温度，出去凝结水中残留的不凝结气体，向蒸汽发生器提供含氧量低于5的给水；为给水泵提供所要求的吸入压头，避免给水泵遭受汽蚀；同时，作为给水与凝水间的缓冲器，在给水量与凝水量供应间失配时提供补偿。此外，接收来自蒸汽旁路排放系统的蒸汽和高压加热器及汽水分离再热器的疏水。大亚湾核电站主汽轮机的除氧器结构如图7.18所示，它是由一个圆筒形压力容器、四个凝水喷雾头、二个主蒸汽鼓泡器和一个辅助蒸汽鼓泡器等组成。其中压力容器的内径4.3米、长50米、安装标高28.2米。图7.18 大亚湾核电站主汽轮机的除氧器除氧器的加热汽源来自高压缸的排汽和新蒸汽，在除氧器贮水箱启动加热阶段由辅助蒸汽加热。来自高压缸的排气(正常运行)或新蒸汽(甩负荷或低负荷工况)经两根直径750mm的管子引入两个主蒸汽鼓泡器；鼓泡器将加热蒸汽均匀地分布于除氧器水箱的底部，蒸汽沿除氧器长度方向均匀地向上流动加热存水，一部分蒸汽溢出水面，在汽空间与经斯托克喷淋器(如图7.19)的雾状凝水接触，喷雾区的水加热到除氧器压力下的饱和温度，凝水中的不凝结气体逸出，由除氧器顶部的8根放气管排向大气环境。图7.19 除氧器的喷淋器在除氧器贮水箱启动加热时为达到高度除氧的目的，在除氧器系统中设置了一套再循环装置，再循环泵由除氧器的底部吸水，然后送到除氧器上部的主凝结水管，经喷淋器返回除氧器。除氧器正常运行压力为7.5 (绝对)，设计压力为11(绝对)，为防止除氧器意外超压，在除氧器上设有12个结构相同的卸压阀，在压力10.71 (绝对)3%时动作。7.3.5 给水泵系统给水泵的功能是根据蒸汽发生器的要求，将凝水从除氧器中抽出、升压，经高压给水加热器送往蒸汽发生器。大亚湾核电站每台主汽轮机配置了三台容量各为50%的给水泵，其中两台为汽动泵，一台为电动泵。两台汽动泵为工作泵，电动泵为备用泵。每台汽动泵都可以单独运行，也可与另一台汽动泵或电动泵并列运行。给水泵汽轮机为7级、冲动式汽轮机，有两个进汽系统。一个来自汽水分离再热器后的再热蒸汽，其压力不超过7.02；另一个来自主蒸汽系统的排放总管，其压力为 64.373 。该汽轮机可以用上述任何一种蒸汽运行，也可以用上述两种蒸汽共同运行。一般在70%负荷以上时，可单独使用抽汽运行。低于这个负荷时，要求供给新蒸汽以补充抽汽的不足。新蒸汽是通过一只主汽阀和一只调节