核电站原理与系统

2023/1/151第五章专设安全设施

当RCP系统发生失水事故或二回路的汽水回路发生破裂或失效时，必须确保反应堆紧急停堆、堆芯热量的排出和安全壳的完整性，限制事故的发展和减轻事故的后果。5.1概述5.2

安全注入系统（RIS）5.3

安全壳系统5.4

安全壳喷淋系统（EAS）5.5安全壳隔离系统（EIE）5.6

辅助给水系统（ASG）2023/1/152一、核安全三要素：反应性控制、堆芯冷却和放射性产物的包容。三要素是保护核电站工作人员、居民和环境免受放射性危害的根本。二、核电厂安全的总目标：建立并维持一套有效的防护措施，以保证电站工作人员、居民和环境免遭放射性危害。（1）辐射防护目标：控制放射性照射程度；（2）技术安全目标：防止发生事故，减少严重事故发生的后果及其概率。5.1概述2023/1/153二、专设安全设施的功能：（l）防止放射性物质扩散，保持环境，保护居民和电站工作人员的安全；（2）当电站出现第三、四类事故（不常见事故、极限事故）时，保证反应堆余热的排出，并尽可能地限制裂变产物包容设备及系统的损坏；（3）发生失水事故时，向堆芯注入含硼水；（4）阻止放射性物质向大气释放；（5）阻止安全壳中氢气浓集；（6）向蒸汽发生器事故供水。2023/1/1545.2.1RIS系统功能一、主要功能1、一回路小破口（当量直径9.5～25mm）或二回路蒸汽管道破裂造成一回路平均温度降低而引起冷却剂收缩时，向一回路补水，重新建立稳压器水位。2、一回路大破口（大于345mm）失水事故时，向堆芯注水，以重新淹没并冷却堆芯,限制燃料元件温度上升。主管道突然产生脆性断裂是典型的大破口失水事故。这是专设安全系统的设计基准事故之一。5.2安全注入系统（RIS）2023/1/1553、二回路蒸汽管道破裂时，向一回路注入高浓度硼酸溶液，补偿冷却剂连续过冷而引起的正反应性。（必要时应停堆）二、辅助功能1、换料停堆期间，用低压安注泵为反应堆水池充水；2、用水压试验泵进行RCP系统的水压试验；3、失去全部电源时，用水压试验泵（应急电源）为惰转的主泵提供轴封水；2023/1/1565.2.2系统的组成RIS分为三个子系统：1、高压安全注入系统（HHSI）2、低压安全注入系统（LHSI）以上为能动安全注入系统，需要使用泵作为注入动力。3、中压安全注入系统（MHSI）为非能动安全注入系统，利用预先充填的氮气压力实现安注。2023/1/157一、高压安全注入系统（HHSI）1、作用：由于一回路系统RCP破口而使压力降到11.9MPa，或者主蒸汽管道发生破裂使冷却剂平均温度明显降低时，HHSI立即向堆芯注入高浓度硼酸水，补偿泄漏、淹没堆芯，使反应堆维持在次临界。HHSI利用化学和容积控制系统RCV的三台上充泵作为高压安注泵。在电厂正常运行时，它们作为RCV系统的上充泵用于向一回路反应堆冷却剂系统正常充水，其一台运行、一台备用。另一台电源连锁。2023/1/1582023/1/159在事故工况时，成为高压安注泵，由两台泵运行，向一回路注入硼水。（1）吸水管线□

高压安注泵有两条吸水管线，A、直接从换料水箱PTR001BA来的吸水管线B、与低压安注泵出口连接的增压管线。由于换料水箱与高压安注泵入口之间的管道上有逆止阀，在低压安注泵出口压力的作用下自动关闭，因此仅在低压安注泵增压失效时高压安注泵才直接从换料水箱吸水。2023/1/1510□

泵出口设置了一个最小流量旁路管线，在正常运行期间此最小流量经轴封水热交换器冷却后再循环到泵的吸入口。三台泵共用的最小流量旁路管线装有两只隔离阀，当接到安全注入信号时关闭这两个阀门。（2）注入管线

HHSI泵可通过四条管线将含硼水输送到RCP系统。①通过浓硼酸注入箱RIS004BA的管线

这条管线由安注信号启动投入运行，HHSI泵出口的水流过浓硼酸注入箱，将浓硼酸溶液（硼浓度约7000μg／g）带入RCP冷管段，以便迅2023/1/1511速向堆芯提供负反应性。该管线平常由入口阀门RIS032VP，033VP和出口阀门034VP，035VP，036VP保持隔离，这些隔离阀在接到安注信号后立即开启（RIS036VP除外）。□

在冷、热管段同时注入时，为了限制注入量打开阀036VP并关闭034，035VP，含硼水从带有流量孔板的出口隔离阀旁路管线进入RCP冷段，可限制它的注入流量。

②硼注入箱旁路管线

这条管线在通过硼注入箱的管线发生故障的情况下才使用，正常情况下是关闭的。2023/1/1512□

当硼注入管线出现故障时，在控制室手动打开隔离阀RIS020VP，通过此管线将PTR001BA的硼水注入RCP冷管段。与隔离阀RIS020VP并联安装的阀029VP的管线上带有节流孔板，它用于在冷、热管段同时注入阶段以小流量向冷管段注入。□

在RCV正常上充不可用时，可利用RIS029VP的管线代替，这时020VP处于关闭状态。③两条并联的热段注入管线

这两条管线是在冷、热段同时注入阶段时使用。每一条管线分别向两个环路热管段注入。2023/1/1513隔离阀RIS021VP，023VP分别由系列A和系列B母线供电，它们正常是关闭的，并由控制室手动操作。④硼酸再循环回路为防止硼注入箱RIS004BA中的硼酸结晶，在高压安注泵的排出管设置了硼酸再循环回路，将浓硼酸不断地再循环。两台并联的硼注入箱再循环泵RIS021PO，022PO由两条独立的电源系列供电，它们将浓硼酸（硼浓度约7000μg／g）在装有电加热管道中再循环。□

硼酸经由气动阀RIS206VP排放到硼注入箱RIS004BA的入口，通过RIS004BA后再经由2023/1/1514串联设置的气动阀RIS208VP，209VP返回到缓冲箱。※

正常运行时，一台连续运行而另一台备用。※

当安全注入启动时，再循环回路被隔离（关闭RIS206，208，209VP）。2023/1/1515二、低压安全注入系统（LHIS）由两条独立流道组成，每条流道有一台低压安注泵（RIS001PO或002PO）。低压安注泵的出口有两条管线：（1）通过隔离阀接到高压安注泵吸入联箱上，为高压安注泵增压。（2）低压安注泵与RCP的冷、热段也有连管（与高压安注管线共用），其中两台低压安注泵分别连到第二和第三环路的热管段。当RCP系统压力低于低压安注泵压头时，低压安注泵也直接向RCP系统冷段或冷、热段注入。2023/1/1516低压安注泵有以下两条吸水管线：（1）直接注入阶段，两台低压安注泵通过两条独立管线从换料水箱抽水；（2）再循环阶段，两台低压安注泵通过两条独立管线从安全壳地坑抽水。□

反应堆正常运行时，两台低压安注泵是不工作的，此时热段注入管线的隔离阀处于关闭状态，而冷段注入管线的隔离阀处于打开状态，泵的进口隔离阀也处于打开状态，相应管线由止回阀隔离，以便低压安注泵接到安注信号能迅速启动，从换料水箱抽水，并在RCP压力迅速下降时能尽快直接向其大量注入。2023/1/1517三、中压安全注入系统(MHIS)中压安注系统主要由三个安注箱组成（RIS001，002，003BA），分别接到RCP三个环路的冷管段上。为非能动系统，不用安注信号启动。安注箱内存2400μg／g的含硼水，用绝对压力约为4.2MPa的氮气覆盖。当反应堆冷却机系统RCP压力降到安注箱压力（4.2MPa）以下时，由氮气压将含硼水注入RCP系统的冷段，能在短时间内淹没堆芯，避免燃料棒熔化。每个安注箱能提供淹没堆芯所需容积的50％。2023/1/1518□安注箱的隔离由每条注入管线上的两个串联的逆止阀来保证，为了对止回阀的泄漏进行试验，还设置了试验管线。每条管线上还设有一个电动隔离阀（RIS001，002，003VP）正常运行时是打开的。□

两机组共用的水压试验泵（9RIS0llPO）除用于一回路水压试验外，也用来从换料水箱向安注箱充水。此外，在全厂断电的事故情况下，试验泵还用于提供主泵的轴封水。□气动隔离阀

RIS136，138，139和140VB在用水压试验泵给中压安注箱充水时才打开。□

RIS014，015和016VZ也仅在向中压安注箱充氮气加压时才打开。2023/1/15195.2.4安注过程一、失水事故（LOCA）简述失水事故：在一回路高压系统上有较大的破口，反应堆冷却剂从破口流失，当一回路水的补充能力不足以弥补漏流时，使堆芯逐渐失去冷却，导致燃料棒包壳烧毁的事故。这种破口可能是由于一回路主管道、或者与它相连的辅助系统支管道在隔离阀前一段上发生破裂；也可能是由于安装在高压系统上的设备（如阀门）故障而引起。2023/1/1520事故的特征：

1．小破口失水事故堆内冷却剂的流失量十分缓慢，可以由化学和容积控制系统投入第二台上充泵，维持稳压器水位，毋需启用安全注入系统。但是，由于冷却剂正在不断地从一回路系统向外流失，它所含有的裂变产物将释放到安全壳中，污染厂房。因此，必须及早查明原因和泄漏部位，迅速采取相应措施。为了安全起见，核电站可按正常程序停止运行。2023/1/15212．中等破口失水事故发生中等破口失水事故时，补水能力已不足以弥补冷却剂从破口的流失，一回路系统压力下降，使稳压器中的水流向冷却剂系统，造成稳压器压力和水位同时降低（如果压力下降较快时，由于堆内冷却剂大量汽化会发生水位的虚假上升）。并且，一回路系统高温高压水喷出、迅速汽化，使安全壳内压力逐渐上升，当稳压器压力达到低压整定值或安全壳出现高压信号后，反应堆紧急停闭。2023/1/15223.大破口失水事故当一回路管道发生大破裂，特别是在冷却剂泵出口和压力壳进口之间管道完全断开时，事故的发展过程就更为迅速，1秒钟内稳压器压力降到整定值（11．9MPa），反应堆紧急停闭并启动安全注入系统，堆内冷却剂大量汽化，蒸汽替代了液体，空泡所产生的反应性负效应增加了停堆深度。

10秒钟左右，一回路系统压力降到4.2MPa，中压注入系统启动，安注箱内2400ppm的硼水注入堆芯，当它从燃料棒底部上升时，受到加热而开始沸腾，随着水位的上升，汽水混合物将对水位以上的燃料棒表面进行有效的冷却。2023/1/1523

在低压注入泵投入之前，保持堆内有一定的水位高度。一回路系统压力降到0.7MPa时，低压注入泵投入运行，与高压注入泵一起向堆芯注入换料水箱中2400ppm硼水。经过一定时间后，换料水箱中的硼水下降到发出低水位报警（5.9m）时，安全注入系统由直接注入向再循环工况过渡，改从地坑汲水。此时，如果一回路系统压力仍然比较高，可继续开动高压注入泵，或者打开低压注入泵和高压注入泵之间相串联的阀门，汲取由低压注入泵唧送过来的地坑水。(1ppm=0.001‰)

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若一回路系统压力已经较低，就可关闭高压注入泵，由低压注入泵向堆芯注水，这个再循环过程持续到堆芯完全冷却为止。称为再循环阶段。低压安注泵从换料水箱吸水经高压安注泵注入称为直接注入阶段。2023/1/1525二、安注启动信号※

高压和低压安注系统在发生冷却剂丧失和蒸汽管道破裂事故时，由反应堆保护系统（RPR）响应所产生的信号发出安注信号启动。如果自动控制电路故障，可由控制室手动启动。如果厂外电源丧失，所有设备（水压试验泵除外）由柴油发电机应急供电。※

中压安注系统不需要外电源或启动信号就能快速响应。（4.2MPa）2023/1/1526三、安注过程在接到安注信号后，开始启动下述安注过程。1、冷段直接注入阶段

利用一回路冷却剂正常运行时的流向，使换料水箱的水和硼酸溶液尽快注入堆芯。接到“安注”信号，立即自动执行以下动作：（1）首先启动第二台高压安注泵；2023/1/1527※

打开高压安注泵与换料水箱之间的隔离阀，然后关闭与容控箱之间的隔离阀；※

打开硼酸注入箱前后的隔离阀，并隔离硼酸注入箱的再循环回路；※

隔离上充管路及上充泵最小流量管线；※

确认中压安注箱隔离阀的开启；※

确认低压安注泵与换料水箱之间的隔离阀及低压安注泵最小流量管线上的阀门已开启；※

打开低压安注泵出口通往高压安注泵入口的连接阀；2023/1/1528（2）启动两台低压安注泵确认低压安注泵与安全壳地坑之间管线上吸口阀关闭。当低压安注泵出口流量大于300m3／h时，自动关闭最小流量管线（关闭RIS133／145VP），以增加注入一回路的流量。（3）当一回路压力低于安注箱绝对压力（4.2MPa）时，中压安注系统开始注入。（4）

当一回路绝对压力降到1.0MPa以下时，低压安注流量开始直接进入一回路冷段。□

在直接注入阶段换料水箱中的水位不断下降，其水位与贮水量的对应关系如下：2023/1/1529（5）在直接注入阶段当换料水箱出现低水位信号（MIN2:5.9m）时，进入再循环过渡阶段。自动关闭RIS012/013VP。这时如果低压安注泵流量小于300m3／h（由RIS014MD／015MD测量），自动打开低压安注泵通往地坑的最小流量管线(开启RIS167／168VP)，隔离通往换料水箱的最小流量管线（关闭132、145VP），防止在地坑的高放射性液体污染换料水箱。2023/1/1530这时安注的情况是高压安注泵通过硼注入箱将硼水注入到主管道冷段，低压安注泵作为高压安注泵的增压泵运行。待一回路绝对压力降到1．0MPa左右，低压安注泵直接向冷段注入流量。2、再循环阶段

换料水箱出现低-低水位（MIN3:2.1m）信号，且安注信号继续存在时，自动转入再循环阶段，低压安注泵开始从安全壳地坑吸水进行再循环。开启051、052VP，隔离换料水箱（关闭075、085VB）。2023/1/15313、冷、热段同时注入事故后12.5小时，将从冷段注入切换到从冷段和热段同时注入；为什么？防止燃料元件表面出现硼酸结晶。由于蒸汽带走硼酸的能力很小，长期停留在冷段注入再循环阶段会使压力壳内硼浓度不断增大，导致燃料元件表面出现硼酸结晶，将影响燃料元件的传热。如果改用主流从热管段注入，使通过堆芯的流体反向流动，那么从破口流出的就有相当一部分是水，而不是纯蒸汽，从而可将压力壳中的浓硼酸带走，避免硼酸结晶。2023/1/15325.4.1EAS系统功能一、必要性核电站在发生一回路管道切断破裂失水事故（LOCA）时，一般假定所有一回路冷却剂和一台蒸汽发生器二次侧补给水全部瞬时漏入安全壳内,这些水立即汽化,很快和安全壳内气压达到平衡。安全壳内压力和温度猛升,达到峰值。在事故过程中,由于核燃料失去冷却,使部分燃料棒包壳破损,燃料棒内的放射性物质跟随冷却水或水蒸汽释放到安全壳。5.４安全壳喷淋系统（EAS）2023/1/1533有些能溶解于水的气体和一部分颗粒被水带走,余下的一部分气体大部分是惰性气体、颗粒气溶胶等放射性物质被封闭在安全壳内。对居民身体健康有影响的最主要的是碘,其次是气溶胶。碘是以碘化物（有机碘）和元素碘形式存在。碘化物挥发性很差,不易去除而元素碘则挥发性很强。在发生严重事故时,保证安全壳的完整性和密封性是保护周围环境不受严重影响的关键。2023/1/1534二、主要功能

在发生失水事故LOCA或安全壳内蒸汽管道破裂时，安全壳内压力和温度升高。□

安全壳喷淋系统的功能：通过喷淋冷水以冷凝安全壳内的蒸汽，使温度和压力降低到可接受水平，确保安全壳的完整性。安全壳的设计值：压力0.52MPa,温度为145℃。累计允许泄漏率为安全壳总容积的0.17%/24h2023/1/15352、辅助功能（1）带走安全壳内空气中的气载裂变产物尤其是挥发碘131I—加NaOH降低其浓度。添加NaOH还可以提高喷淋水的pH值，限制喷淋的硼酸对设备的腐蚀；

（2）反应堆厂房发生火灾时，可手动喷淋进行灭火。（3）当换料水箱温度超过40℃时，可用此系统进行冷却。2023/1/15365.4.4安全壳喷淋过程1、EAS在备用状态

换料水箱与喷淋泵之间的隔离阀001／002VB保持开启状态，其它阀门（安全壳隔离阀和试验回路、地坑回路、化学添加回路的隔离阀）均关闭。化学添加箱再循环泵间歇运行。2023/1/15372、直接喷淋

当出现喷淋信号时，两台喷淋泵001／002PO自动启动并打开安全壳隔离阀007／008／009／010VB和热交换器001／002RF二次侧RRI供水阀，开始从换料水箱供水进行直接喷淋，使安全壳内蒸汽冷凝，达到迅速降温降压的效果。喷淋泵启动后要延时5分钟注入NaOH，以便操纵员判断EAS启动是由于一回路破口，还是二回路破口或者是误动作，从而确定NaOH的注入是否必要。2023/1/1538直接喷淋阶段持续约20分钟，当换料水箱出现低一低水位信号时（水位为2.lm），开始再循环喷淋阶段。3、再循环喷淋打开喷淋泵与地坑间的隔离阀013／0l4VB，从地坑取水进行再循环，并通过热交换器将一回路释放到安全壳内的热量排向RRI系统。导出的热量包括堆芯剩余功率、一回路或二回路流体的显热、结构材料放出的热量、还可能有锆水反应放出的热量。2023/1/1539当温度达到850℃～900℃开始锆水反应，反应式如下：

Zr＋2H2OZrO2＋2H2＋热量在燃料包壳温度突然升高到1200℃极端情况下，其功率将大致等于堆的额定功率。事故后再循环喷淋阶段可能延续运行几个月，将事故释放到安全壳内的热量导出。由于喷淋流量很大，经一定时间后只运行一个系列就够了。锆水反应产生氢气，当安全壳内氢浓度达到1％～3％启动氢复合装置（在安全壳内大气监测ETY系统）进行消氢。2023/1/15405.4.5喷淋信号安全壳内设有四个压力敏感元件。如果四个中有两个敏感元件测得安全壳内压力升高即2/4，则反应堆保护系统（RPR）会自动触发下列动作。当测得绝对压力达到阈值0.24MPa时，喷淋系统自动启动。安全壳喷淋系统也可以从控制室手动启动。2023/1/15417.1概述汽轮机发电机组的组成和作用:汽轮机及其附属设备通过管道和阀门等附件组成一整体，将热能转换成机械能，汽轮机及其附属设备的组合为汽轮机设备。汽轮机与发电机的组合为汽轮发电机组。第7章核汽轮发电机组2023/1/1542一、汽轮机级的工作原理汽轮机中的能量转换是通过喷嘴叶栅和动叶栅内共同完成,二者组成能量转换基本单元“级”，汽轮机分为单级汽轮机或多级汽轮机。1、汽轮机级的类型和特点：7.2汽轮机的工作原理2023/1/1543隔板喷嘴叶轮动叶片轴2、工作原理在喷嘴通道内，蒸汽膨胀，汽流速度增加（热能转换为动能），压力、温度降低。蒸汽进入动叶，一般情况，蒸汽继续膨胀，速度增加。44蒸汽只在喷嘴中膨胀，压力降低，速度增加，热能转变为动能。高速汽流流经动叶片时，汽流方向改变，产生了对叶片的冲动力，推动叶轮旋转作功，将蒸汽的动能变成转子旋转的机械能。在动叶通道中，汽流只改变方向，压力和温度都不变。冲动式汽轮机动叶叶型近似对称弯曲冲动式汽轮机工作原理图当一运动物体碰到另一静止的或运动速度较低的物体时，就会受阻而改变速度同时给阻碍它的物体一个作用力即冲动力。若阻碍运动的物体在此力作用下产生了速度变化，运动物体就做了机械功。45反动式汽轮机蒸汽不但在喷嘴中膨胀，高速汽流对动叶产生一个冲动力；而且在动叶栅中也膨胀，动叶出口相对速度增加对动叶产生反动力，使转子在冲动力和反动力共同作用下旋转作功。

动叶叶型与喷嘴叶型相同蒸汽在反动级中的流动当某物体对另一物体施加作用力时，此物体必然要受到与其作用力大小相等、方向相反的作用力——反动力。2023/1/1546汽轮机本体结构概述

汽轮机的介质为水蒸汽，构成使蒸汽进行能量转换的具有特殊几何通道的部件称为喷嘴叶片和工作叶片。汽轮机工作时所有旋转部分组成汽轮机的转子，而汽轮机的汽缸以及所有固定在汽缸上的静止部件组成汽轮机的静止部分称为静子。由一系列固定的喷嘴叶片（几个或者一圈）和一圈转动的工作叶片组成汽轮机的一个级，级是汽轮机内完成能量转换的基本单元，按工作原理不同，可分为冲动级、反动级以及速度级。7.4汽轮机本体结构不论冲动式或者反动式汽轮机，第一级的喷嘴部分都要分组用来进行功率调节，该级又称为调节级。调节级均作成冲动式级。为了防止工作蒸汽泄漏以及空气漏入汽缸，在转轴穿过汽缸形成的环形间隙处安装有端部汽封；在汽轮机内部为了减少级之间的蒸汽漏出，在隔板的轴孔处也安装有内部汽封。

47静止部分转动部分附属设备

汽缸、喷嘴、隔板、汽封、轴承等

动叶片、主轴、叶轮、联轴器、其他转动部件主汽阀、调节阀、调节系统、盘车装置、润滑装置等汽轮机本体结构汽轮机的典型结构487.6核汽轮机组的特点蒸汽参数低蒸汽发生器向汽轮机提供压力只有5～7MPa饱和蒸汽。与火电厂高蒸汽参数汽轮机相比，核动力汽轮机的可用比焓降仅为火电站机组的一半左右。蒸汽参数低，可用比焓降小，带来的影响是：a.汽耗率约比常规电厂高一倍。b.低压缸功率占的比例增大，约为50%～60%。因此，低压汽轮机的经济性对整个汽轮机有重要影响。c.汽轮机的排汽速度损失对核动力汽轮机的经济性影响增大，这要求增大排气流通截面以降低排气速度。49核汽轮机组的特点蒸汽体积流量大由于蒸汽参数低，蒸汽可用比焓降小，加之为了降低投资，将单机功率提高，这都将使得核电机组的体积流量大，核动力汽轮机在结构上有下列特点：a.核动力汽轮机的进汽管道和阀门的重量、尺寸大b.当功率增大到600~800MW时，高压缸要做成双流路c.核动力汽轮机的级数少，而没有中压缸d.低压缸体积流量大，要求增加排汽口数和排汽截面积，以及更长的末级叶片。使得汽轮机的结构复杂，重量、尺寸大，钢材消耗量增加，电站成本增加，制造运输都会困难。e.冷凝器也因排汽量大而使其换热面增大，循环水量几乎增加一倍，这也是核电站厂址选择时需要特殊考虑的问题之一。50核汽轮机组的特点蒸汽湿度大几乎所有的核动力汽轮机均工作在湿蒸汽环境中，而且湿度是逐级增加的，这些腐蚀作用对汽轮机工作可靠性造成严重的危害。因此，为了减少级的湿度损失，提高效率，保证汽轮机的工作安全，要尽量减少工作蒸汽的湿度。不仅要求蒸汽发生器出口的蒸汽湿度不超过0.5％；而且在汽轮机通流部分内还要采用各种去湿措施。51核汽轮机组的特点甩负荷时易超速为了克服上述困难，应尽可能采用下列措施：

a.在汽水分离再热器后，蒸汽进入低压缸前的蒸汽管道上加装速关阀门，因为此处容积较大，壁面的水膜易闪蒸而引起气流超速。

b.完善汽机的去湿和疏水机构，减少部件和通道中的凝结水。

c.制造时尽量减小高、低压缸之间的管道尺寸、提高分缸压力、把分离再热器设计在一个壳体内。另外还具有以下一些特点：可靠性有更高的要求需要计量防护2023/1/1552一、设置目的在高压缸、低压缸之间设置汽水分离再热器。形成再热循环。目的：1、高压缸的排汽湿度高达14.3％。可以降低低压缸内的湿度，改善汽轮机的工作条件，防止和减少湿蒸汽对汽轮机零部件的腐蚀、浸蚀作用。2、降低湿汽损失提高汽轮机的相对内效率；3、采用再热循环可提高全厂循环热效率。7.6汽水分离再热器系统GSS2023/1/1553除去高压缸排汽中约98%的水分（汽水分离）；加热高压缸排汽，提高进入低压缸蒸汽的温度(265℃)，使其具有一定的过热度(过热97℃)（再热）。7.6汽水分离再热器系统GSS二、系统的功能二回路主要系统2023/1/1554三、GSS系统描述1、再热蒸汽流程高压缸排汽沿8根排汽管道分两组分别进入两列汽水分离再热器。首先经汽水分离器将蒸汽中的绝大部分水分除掉，然后上行，分别通过由抽汽加热的第一级再热器和由新蒸汽加热的第二级再热器，最后由筒体顶部的三个出口送往三个低压缸作功。2023/1/1555※再热过程由两级再热器完成。第一级再热器（抽汽再热器）的加热蒸汽来自高压缸第1级抽汽，其绝对压力为2.76MPa温度为229℃。第二级再热器（新蒸汽再热器）的加热源来自新蒸汽，其绝对压力为6.43MPa，温度为264.8℃。※疏水系统

汽水分离再热器的疏水包括三个独立的疏水系统，即汽水分离器、抽汽再热器和新蒸汽再热器疏水系统，有四个疏水接收箱。2023/1/1556四、汽水分离器结构每台机组配置两台汽水分离再热器MSRA、MSRB。汽水分离器、第一级再热器和第二级再热器都安装在一个圆筒形的压力容器内；第一级再热器使用高压缸抽汽加热；第二级再热器使用新蒸汽加热。2023/1/1557一、凝汽设备的作用及组成(1)凝结作用

建立并维持一定的真空(3)除氧作用

(4)蓄水作用凝汽器是二回路热力循环的冷源，基本功能是接收汽轮机的排汽并将其凝结成水，构成封闭的热力循环。7.8凝气器及其真空系统2023/1/1558凝汽器作用：利用低温冷却水，使汽轮机乏汽在其中凝结放热，凝结成水，为汽轮机排汽口建立与维持一定的真空度；对凝结水除氧；以及蓄水。冷却水泵的作用：为凝汽器提供低温的冷却水，并带走汽轮机排汽在凝汽器中放出的热量；抽气器的作用：由于凝汽器需处于真空条件下工作，所以在凝汽器开始运行时，必须要用抽气器将其壳体内的空气抽出以建立真空；并在凝汽器运行过程中维持凝汽器的真空。凝结水泵的作用：把凝结水送回蒸气发生器继续使用。凝汽设备

抽气器冷却水泵凝结水泵凝汽器一、凝汽设备的作用及组成当凝汽器开始工作时，先由抽气器抽去凝汽器壳体内的空气，为其建立一定的真空度；接着，从汽轮机来的排汽进入凝汽器壳侧，由冷却水泵来的低温冷却水进入凝汽器管侧，通过冷凝管束使蒸汽凝结成水，并将凝结放出的热量带走；同时，为了维持凝汽器的真空度和减少不凝性气体对传热的影响，利用抽气器不断抽除凝汽器中积聚的空气；最后，通过凝结水泵将凝结水送回蒸汽发生器继续使用。

凝汽设备

二、凝汽设备工作原理和设计要求凝汽器（又称冷凝器）是一种表面式热交换器，循环冷却水（海水）在管束内流过，冷凝在管束外流动的蒸汽，在热力循环中它起着冷源的作用。凝汽器内布置了很多冷却水管，冷却水不断地在冷却水管内通过，蒸汽放出汽化潜热凝结成水。为什么要采用凝汽器？降低汽轮机排汽的压力和温度，可以提高循环热效率。降低排汽参数的有效办法是将排汽引入凝汽器凝结为水。※

凝汽器中蒸汽凝结的空间是汽液两相共存的，压力等于？蒸汽凝结温度所对应的饱和压力。蒸汽凝结温度由冷却条件决定，一般为30℃～45℃左右，对应的饱和压力约为4－8kPa，该压力大大低于大气压力，从而在凝汽器中形成高度真空。2023/1/1562凝汽设备

凝汽器真空运行的意义：1.凝汽器的真空影响二回路的循环热效率；（p△h提高循环热效率）2.凝汽器的真空运行对换热管束的换热有着重要影响；3.凝汽器内若存在空气，凝结水会过冷，凝结水中含氧量增加。凝汽器设计时的要求：1.换热系数高、气阻小、热负荷分配均匀；2.低压缸的排汽罩与凝汽器的结合部流体动力特性好；3.凝结水过冷度小、除氧效果好，不存在空气集聚的死区；4.为接收旁排蒸汽，喉部应设置减温减压装置；5.结构上凝汽器与汽缸的连接方式合理2023/1/1563影响冷凝器真空的因素主要有如下几个：—循环冷却水流量、温度；（循环水系统）—蒸汽流量、温度；（负荷大小）—及时抽出冷凝器内不凝结气体；（抽气系统）—冷凝器换热效果（管子清洁度、换热面积、换热系数等）；（冷凝器本体）在运行过程中，对冷凝器真空度的影响主要因素也就是冷却水流量、抽真空系统的工作质量、负荷大小和冷凝器管子清洁度和真空设备的密封性等。凝汽器偏离设计工况的工况，称为凝汽器的变工况。当机组负荷变化时，凝汽量Dc要发生相应的变化；冷却水进口温度tw1会随气侯的不同而改变；冷却水量Dw也随循环水泵的运行方式而变化，这些变化都使凝汽器处在变工况下工作，凝汽器内的压力Pc也同时发生变化。凝汽器压力Pc随Dc、Dw、和tw1变化而变化的规律称为凝汽器的热力特性，或称为它的变工况特性。Pc=f(Dc、Dw、tw1)的关系曲线称为凝汽器的特性曲线。五、凝汽器的特性影响凝汽器压力的因素主要有三个方面。（一）冷却水的进口温度twltwl的大小取决于当地的气候和供水方式，在其他条件不变时，冬季tw1低，则ts也低，凝汽器压力低，真空高；夏季tw1高，ts也高，真空低。（二）冷却水温升Δt假定汽轮机排汽在凝汽器中凝结时放出的热量全部由冷却水吸收，凝汽器的热平衡式为（三）传热端差δt由上式可知，传热端差由Ac、K、Dw、Δt确定1．凝汽器面积Ac

设计时，蒸汽传给冷却水的热量Q一定，Dw主要由循环倍率m决定，K值由经验公式确定，若减少δt，就必须增大Ac

，从而使造价提高，因此，Ac要根据技术经济比较确定。对于给定凝汽器，Ac为定值。2．冷却水温升Δt根据凝汽器变工况运行分析，Dw不变时，△t与Dc

成正比关系。随着蒸汽负荷的增加，Δt与δt均增加，凝汽器真空下降。反之则真空上升。在运行中，循环水温升△t是判断循环水系统工作情况的重要指标。如果在运行中蒸汽负荷Dc

没有变化，而循环水温升△t却发生变化，说明循环水系统的工作情况有变化，运行人员应作相应的检查或调整。反之，当冷却水量Dw

及其它条件不变时，可根据△t的变化来判断凝汽器负荷Dc

或传热的变化情况。3．总体传热系数K在凝汽器的运行中，K是影响Δt的主要因素。K增大，传热加强，δt减小，真空升高。凝结水的温度tc常比凝汽器喉部压力下的饱和温度ts要低，这种现象称为凝结水过冷度，其温差称为过冷度。凝结水过冷的危害一般过冷度为0.5～1。水中溶解气体的能力是随温度而降低的。过冷度越大，说明被冷却水额外带走的热量越多，而且过冷度越大，凝结水中的含氧量也越多，从而加速了有些设备和管道的腐蚀速度。因此，运行时要注意监视凝结水过冷度，并使其尽量小。凝汽设备

六、凝结水过冷原因及改善措施凝汽设备

凝结水过冷的原因①凝结水液膜中存在温差。②凝汽器管束的气阻：蒸汽空气混合物从凝汽器喉部流向抽气口，在经过管束时有流动阻力。从喉部到抽气口之间的压力降称为汽阻。③凝汽器中存在空气，Ps<Pc。④冷却管表面对降落于其上的凝结水的再冷却。改善措施①蒸汽回热：管束布置留有相当大的蒸汽通道，部分蒸汽直通凝汽器底部。②合理的管束布置：辐射型管束布置。③改进抽气系统：低负荷启动时抽除更多空气并维持凝汽器最低压力。④设置鼓泡式除氧装置：增强除氧效果。六、凝结水过冷原因及改善措施作用：建立并维持凝汽器真空，保证汽轮机的经济性。组成：抽气系统：真空泵、汽水分离箱、密封水循环泵、过滤器、冷却器等。真空破坏系统：在汽轮机停机过程中，当转子转速下降到2000r/min时打开真空破坏阀，提高背压，使汽轮机转速迅速下降到盘车转速，缩短汽轮机停机时间。八、凝汽器的真空系统随着凝汽器压力的降低（真空提高），蒸汽在汽轮机中的理想焓降△Ht增大，在损失不增加的情况下，汽轮机的功率增大。另一方面，随着压力降低，排气温度降低，冷源损失减少，提高了热效率。但凝汽器压力降低到末级动叶斜切部分膨胀极限压力时，再降低背压，将在动叶外发生膨胀，使损失增加，汽轮机功率不再增加，我们称凝汽器真空达到末级动叶膨胀极限压力下的真空为凝汽器的极限真空如左图所示达到极限真空时，再提高真空汽轮机功率不再增加。凝汽设备

九、冷凝器的运行凝汽器的设计真空都低于极限真空，提高真空的措施有以下几个方面：增大冷却水量，增加传热面积。保证循环水泵工作正常、水路畅通。但增大冷却水量将使厂用电耗增加，要进行经济性比较。降低冷却水入口水温tw1

。冷却水温主要与季节以及气候有关，但由于冷却塔通风效果不好或江河取水口与入水口太近等也会造成冷却水温的提高。凝汽设备

九、冷凝器的运行减小凝汽器端差δt。对凝汽器经常清洗，尽量采用先进的胶球清洗装置，保证凝汽器有较高的传热性能。减小凝汽器内的空气分压。定期对凝汽器作严密性试验，发现有泄漏要及时采取措施。保证抽气器工作正常、气路畅通。对于射水式抽气器，工作水温度不能超过抽气器喷嘴出口压力对应的饱和温度。凝汽设备

九、冷凝器的运行最有利真空在采用增大冷却水量来提高凝汽器真空时，要比较提高真空付出的代价（泵功增加△Pp

）和得到的收益（汽轮机功率增加）的差值，随着冷却水量的增加，真空提高，汽轮机功率得到增加，如右图△PT所示；同时循环水泵耗功增加，如右图△Pp所示，只有当(△PT-△PP)达到最大值时，冷却水量所对应的真空称为最有利真空。凝汽设备

Pk九、冷凝器的运行2023/1/15758.1二回路概述一、定义PWR二回路系统（常规岛系统）是指以汽轮机为核心组成的热力系统和辅助支持系统。二、功能构成封闭的热力循环（蒸汽动力循环），将一回路核蒸汽热能转换成汽轮机的旋转动能（机械能），并带动发电机将机械能转换成电能。带走反应堆衰变热，保障一回路热量的排出。控制来自一回路泄漏的放射性水平。第8章核电厂二回路热力系统2023/1/15762、主要流程

3台蒸汽发生器→1个汽轮机高压缸→2台汽水分离再热器→3个汽轮机低压缸→3个冷凝器→3台凝结水泵→4级低压加热器→1个除氧器→3台主给水泵→

2级高压加热器→

3台蒸汽发生器蒸汽发生器高压缸汽水分离再热器低压缸冷凝器低压加热器除氧器高压加热器凝结水泵主给水泵2023/1/1577三、热力系统的特征大亚湾核电站其热力循环方式采用了一次中间再热、七级回热的饱和蒸汽朗肯循环。主要由三台蒸汽发生器、两台汽水分离再热器、一台汽轮机（包括一个高压缸、三个低压缸）、三台冷凝器、三台凝结水泵、四级低压给水加热器、一台除氧器、三台主给水泵（一台电动给水泵、两台汽动给水泵）、两级高压给水加热器等组成。2023/1/1578四、大亚湾热力系统的主要特点：1、三台SG送来的蒸汽在高压缸和低压缸中完成膨胀做功，采用1高＋3低的配置；2、采用了一次中间再热、七级回热的饱和蒸汽朗肯循环（以提高循环热效率，增加核电站的热经济性），采用4低加＋除氧＋2高加；3、采用全速汽轮机组；4、低压缸采用微过热蒸汽，过热97.27℃。2023/1/1579一、系统功能1、将蒸汽发生器产生的主蒸汽能安全、高效的输送到下列设备和系统：共8处汽轮机高压缸（GPV）汽水分离再热器（GSS）除氧器（ADG）两台汽动主给水泵汽轮机（APP）汽动辅助给水泵汽轮机（ASG）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）Ⅱ8.2主蒸汽系统2023/1/15802、安全方面功能：1）与给水流量调节系统（ARE),辅助给水系统(ASG)及蒸汽旁路排放系统(GCT)配合用于在电站正常运行工况（含机组启动或停堆）、事故工况下，通过向冷凝器旁路排放蒸汽，排出一回路所产生的热量来控制温度；2）主蒸汽测量通道信号参与产生保护信号（如紧急停堆、安全注入等）；3）在某些工况下（如蒸汽发生器传热管破裂事故）做为核电站第三道屏障的组成部分。2023/1/1581一）主要作用：把低压缸的排汽凝结成水，并从凝汽器热井送到除氧器。具体有如下功能1、与凝汽器真空系统CVI和循环水系统CRF一起为汽轮机冷凝器建立和维持真空；2、将进入冷凝器的蒸汽凝结成水，并进行初步除氧；3、从热井抽出凝结水，经四级低压加热器输送至除氧器；4、接收各疏水箱的疏水，并维持系统的凝水量；5、向一些系统和设备提供冷却水和轴封用水。一、凝结水抽取系统CEX功能2023/1/1582一、ABP系统功能位于凝结水泵以后和除氧器以前的给水加热器，处于凝结水泵出口压力下工作，故称为低压给水加热器；位于主给水泵出口以后的给水加热器处于给水泵高压力下工作，称为高压给水加热器。功能：利用汽轮机低压缸抽汽加热凝水，提高机组热力循环效率。（形成回热循环一部分）低压给水加热器系统ABP2023/1/1583系统由四级低加，第3、4级低加的疏水系统，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。共三个复合式加热器并联成三列分别布置在各自冷凝器的喉部，分布在凝结水管线中，各流过1／3额定凝结水流量。第3，4级低压加热器各两个分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成凝结水系统、抽汽系统、疏水系统和排气系统及卸压装置五部分组成。二、系统组成2023/1/1584一、系统功能

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◆卸压系统高压给水加热器系统（AHP）2023/1/1585当正常主给水系统失效时，向蒸汽发生器二次侧供水，排出堆芯余热，将反应堆冷却到余热排出系统（RRA）投入运行条件为止。另外，在机组正常运行时，辅助给水系统作为蒸汽发生器的后备水源。

辅助给水系统ASG系统的功能：2023/1/1586系统功能对给水进行除氧，保证向主给水泵连续提供合格的给水；接收汽轮机抽气及蒸汽排放系统等的蒸汽；接收高压加热器、再热器疏水箱等的疏水，作为混合式加热器将凝结水加热成具有饱和温度的给水，提高系统的热循环效率；除氧器水箱具有一定的给水贮存量，起流量调节和缓冲的作用，为二回路贮存供应给水，可以协调蒸汽发生器需求和凝结水供应间的瞬态不平衡，并保证给水泵的入口水压以避免泵汽蚀；将不凝气体及未凝结蒸汽排入到室外大气。8.4给水除氧器系统（ADG）2023/1/1587溶解氧的危害腐蚀热力设备和管道，降低工作的可靠性，缩短工作寿命如水中溶解有0.03mg/L的氧，高温下给水管道和设备在短时间内就会出现导致穿孔的点状腐蚀，引起泄漏、爆管。蒸汽发生器传热管破裂是影响核电厂安全的严重事故，所以核电厂二回路给水含氧量不大于5×10-9左右。妨碍传热，影响汽轮机的出力，降低热力设备的热经济性氧化物沉积形成的盐垢及蒸汽凝结时析出不凝气体使热阻增加，引起热力设备传热恶化，凝汽器真空下降，对于高参数汽机，由于参数提高使蒸汽的溶盐能力增加，叶片通道上易形成氧化物沉积，引起出力显著下降和推力增加。8.4给水除氧器系统（ADG）2023/1/1588给水除氧的任务：除去水中的氧气和其他不凝结气体，防止热力设备腐蚀和传热恶化，保证热力设备的安全经济运行。溶氧标准：核电厂要求给水溶氧量应小于7μg／L以下。通常控制在5μg／L。2023/1/1589给水除氧的方法物理除氧物理除氧：最广泛的是热力除氧。优点：价格便宜，既能除氧又能除去其它不凝气体，没有任何残留物质。缺点：实际上不能彻底除氧电厂毫无例外地采用了热力除氧。即使在超临界和亚临界机组中，热力除氧亦是主要的除氧手段。化学除氧：利用一些化学试剂与水中溶解的氧化合生成另一种物质来除去氧。优点：可以彻底除氧。缺点：不能除去其它不凝气体，增加了给水中可溶性盐的含量，价格昂贵。只有在要求彻底除氧的亚临界和超临界机组以及在核电厂中，才作为一种补充的手段而被采用化学除氧｛除氧设备

多采用联胺作药剂，因为它具有：

—给水的彻底除氧

—维持给水有较高的PH值（将联胺转化成氨）

—除氧过程中不产生新的盐类。2023/1/1590系统功能对给水进行除氧，保证向主给水泵连续提供合格的给水，接收汽轮机抽气及蒸汽排放系统等的蒸汽，接收高压加热器、再热器疏水箱等的疏水，作为混合式加热器将凝结水加热成具有饱和温度的给水，提高系统的热循环效率，除氧器水箱具有一定的给水贮存量，起流量调节和缓冲的作用，为二回路贮存供应给水，可以协调蒸汽发生器需求和凝结水供应间的瞬态不平衡，并保证给水泵的入口水压以避免泵汽蚀，将不凝气体及未凝结蒸汽排入到凝汽器排入到室外大气。除氧设备

2023/1/15911、道尔顿分压定律：混合气体的总压力等于各个组分压力之和。道尔顿定律的理论意义在于提供了用加热水至沸腾时水面上气体分压力比为零的方法。水加热时，随着水的蒸发过程不断加强，水面上的水蒸气分压会逐步增加，相应其它气体的分压力比将不断减小。当达到饱和温度时，水蒸气的分压力几乎等于水面上气体的总压力，其它气体的分压力比便会趋于零。热力除氧的原理除氧设备

2023/1/15922、亨利定律：单位体积内溶解的气体量b和水面上该气体的气体分压力Pb成正比。水面上某气体的实际分压力p小于水中溶解该气体所对应的平衡压力pb，则会在不平衡压差△p作用下自水中离析出来，直到平衡。反之，气体继续溶解在水中。热力除氧的原理除氧设备

2023/1/15933、除氧原理：道尔顿分压定律和亨利定律的理论意义在于：降低水中气体溶解量的关键是减小它们在气空间的分压。当水被定压加热到除氧器压力下的饱和温度时，水大量蒸发，水蒸气的分压力就会接近水面上的全压力，随着气体的不断排出，水面上各种气体的分压力将趋近于零，溶解于水中的气体就会从水中逸出而被除去。保证理想的除氧效果，必须满足下面的条件：1、一定要把水加热到除氧器压力下的饱和温度，以保证水面上水蒸气的压力接近于水面上的全压力。加热不足度：水的实际温度低于饱和温度的差值。加热不足度对溶解氧量有什么影响呢？2023/1/1594

在大气压力下，水加热不足1℃时，水中的含氧量就接近0.2mg/L。2、必须将水中逸出的气体及时排出，使水面上各种气体的分压力减至零或最小。2023/1/15953、被除氧的水与加热蒸汽应有足够的接触面积，且两者逆向流动，这样不仅强化传热，而且保证有较大的不平衡压差，使气体易于从水中离析出来。（三）除氧过程：基本上可分为两个阶段。1、

第一阶段为初期除氧阶段。此时，由于水中的气体较多，不平衡压差也比较大，气体以小汽泡的形式克服水的粘滞力和表面张力逸出。此阶段可以除去水中约80％～90％的气体。2、第二阶段为深度除氧阶段。水中还残留着少量的气体，相应的不平衡压差很小，气体已没有足够的动力克服水的粘滞力和表面张力逸出，只有靠单个分子的扩散作用慢慢离析出来。2023/1/1596此时应1）加大汽水的接触面积，使水形成水膜，减小其表面张力，从而使气体容易扩散出来。2）制造蒸汽在水中的鼓泡作用，使气体分子附着在汽泡上从水中逸出。※

运行中应尽量保持除氧器的压力稳定。2023/1/1597除氧器的结构除氧器结构设计应遵循的原则：扩大汽水接触面积，被除氧水一般喷洒成雾滴或细水柱；加热蒸汽与被除氧水采用逆流加热的方式，将水加热到除氧压力对应的饱和温度；使蒸汽在水中鼓泡，减少水的表面张力；有足够的空间，使汽、液充分接触；及时排除离析的气体，减少气体在水面上的分压，避免返氧现象的发生；储水箱设有再沸腾管，避免水温降到饱和温度以下，产生返氧。除氧设备

2023/1/1598一、凝结水系统由低压加热器—喷嘴—与加热蒸汽混合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。

二、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。（1）辅助蒸汽在机组启动时，利用辅助蒸汽分配系统（SVA）来的辅助蒸汽加热。辅助蒸汽由辅助锅炉或蒸汽转换器（STR）供给。系统描述2023/1/1599（2）高压缸排汽

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的排汽绝对压力，在0.75～0.17MPa之间（变参数运行）。（3）新蒸汽

A、使用时机

在汽轮机脱扣、甩负荷、低负荷等瞬态工况下使用。

B、目的为了维持除氧器压力不低于0.17MPa，防止主给水泵发生气蚀和保证除氧效果。三、再循环系统目的：在冷态启动时，对贮水箱的水进行有效的加热和除氧。增加贮水箱内给水的扰动，达到均匀加热和缩短加热时间的目的。使用时机：当利用辅助蒸汽分配装置对水箱的水进行加热时，启动再循环泵（ADG010PO），由除氧器水箱底部吸水，经孔板（001KD）送至除氧器顶部一个喷雾器。2023/1/15100四、排气系统为及时排出除氧器中不凝结的气体，在每个主凝结水进口两侧，各设有一根直径为25mm的放气管，在除氧器壳体上共有8根放气管。8根放气管汇集到同一母管后，又分作两条排汽管线，由两个电动隔离阀（032／033VV）控制。在机组冷态启动时，除氧器为了加热给水，再循环泵投入，此时水箱和水中含空气较多，开启通向大气的排气隔离阀033VV，向大气排放。在机组正常运行时，关闭大气隔离阀，开启通向冷凝器的排气阀032VV，向CEX排放。五、卸压系统为防止除氧器超压而设置一套卸压系统，由12个结构完全相同的卸压阀组成，还有一个附加卸压阀，共有13个卸压阀。它们的整定绝对压力为1.071MPa，偏差±3％。这些卸压阀还设计成在10％超压时能排放出全部加热蒸汽量。2023/1/15101除氧器的运行方式定压运行：供除氧器的回热抽汽压力应高于除氧器的工作压力，并设置专门的压力调节阀来节流调整。若汽轮机负荷降低到该级抽汽不能满足除氧器定压运行要求时，需切换到高一级抽汽，停止原来的抽汽。这种运行方式可以使除氧效果和给水泵的安全运行都得到保证，但是这是以牺牲热经济性为代价的。2023/1/15102滑压运行：除氧器工作压力随汽轮机负荷变化而变动的运行方式。不需维持除氧器的压力恒定，无压力调节阀，低负荷时不需切换到高一级抽汽，热经济性高，系统简单。主要问题：变工况下的除氧效果和给水泵不汽蚀的问题（压力和温度变化速度不一致引起）。机组骤升负荷过程中除氧效果的恶化，机组骤降负荷的暂态过程中防止给水泵汽蚀。问题解决方法：提高除氧器安装高度；设置低转速前置升压泵；适当增加除氧器水箱容积，除氧箱内设置再沸腾装置；

除氧器的运行方式2023/1/15103除氧设备

图中Δη为两者热效率之差，即滑压运行时的热效率ηv与定压运行时的热效率ηc之差。当机组负荷从100%开始下降时，抽汽压力随着降低，定压运行的节流损失相应减小，即Δη变小，曲线随负荷下降而下降。当机组负荷下降到该级抽汽压力不能满足定压运行要求时，需要切换到高一级抽汽。由于本级抽汽的停用，回热系统的热经济性明显下降，此时图上就出现的突然增大。此后随着机组负荷下降，节流损失相应减小，曲线又逐渐下降。从图上可以看出，在低负荷时滑压运行的经济效果更为突出。

两种运行方式的热经济性比较

2023/1/15104除氧器在正常运行期间需要监督的主要参数：溶氧量、气压、水温和水位。溶氧量：除氧器进水温度过低或进水量太大，都会导致除氧效果恶化。除氧器的压力和给水温度：必须达到运行压力的饱和温度，压力突然升高，水温低于饱和温度，造成含氧量增加；而压力过高还会引起安全阀动作。压力突然降低会引起泵的汽蚀。给水箱水位：水位过高，会引起溢流管跑水，甚至会沿抽气管道流向汽轮机，引起水击；水位过低，会引起给水泵汽蚀。除氧器运行参数的监督2023/1/15105汽轮机旁路排放系统

（GCT）系统功能一、设置目的※

反应堆功率要跟随汽轮机负荷变化。当汽轮机大幅度甩负荷时及紧急停堆时，反应堆的功率控制不能像汽轮机负荷的变化那样快，瞬时出现堆功率与汽轮机负荷的不一致的现象。使SG蒸汽压力瞬时提高（出现压力峰值）。通过汽轮机旁路排放系统的投入，将主蒸汽排入冷凝器，可维持一回路和二回路的功率平衡，避免一回路过热和主蒸汽安全阀起跳，并维持一回路平均温度在规定值上；2023/1/15106在机组启动时，与RCP配合，导出反应堆多余的热量，以维持一回路的平均温度和压力的增加速率；在热停堆或冷停堆冷却的最初阶段，排出主泵运转和裂变产物衰变所产生的热量，直至余热排出系统投入运行；允许在一定条件下（小于40%额定负荷）汽轮机脱扣，而不引起反应堆紧急停堆；2023/1/15107二、汽轮机旁路排放系统总的功能：当反应堆功率与汽轮机负荷不一致时，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阈值，确保电站的安全。三、具体各部分功能汽轮机旁路排放系统有三种排放方式—向冷凝器排放、向除氧器排放、向大气排放。2023/1/15108

（一）向冷凝器排放时系统的功能1、允许汽轮机突然降负荷而不引起紧急停堆或蒸汽发生器安全阀动作；2、允许在某些工况下（小于40%FP）汽轮机脱扣而反应堆不紧急停堆；3、允许反应堆接受大于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；4、在紧急停堆期间（汽轮机脱扣），防止一回路升温使蒸汽发生器安全阀开启；5、冷停堆时，使一回路冷却，直至余热排出系统（RRA）投入运行；2023/1/15109

6、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。（二）向除氧器排放时系统功能在下列大范围负荷变化时，除向冷凝器排放外还须向除氧器排放蒸汽：

1、由满功率甩负荷至厂用电；

2、满功率时，汽轮机脱扣而不紧急停堆；

3、满功率时，汽轮机脱扣同时反应堆紧急停堆。

2023/1/15110（三）向大气排放时系统功能当向冷凝器排放系统不可用时，才使用向大气排放。目的：

1、保持一回路平均温度在热停堆值；

2、使一回路冷却，直至余热排出系统投入；

3、在瞬态过程中可避免蒸汽发生器安全阀开启。2023/1/15111

系统组成1、凝汽器蒸汽排放系统

从排放管道上引出12根管道，每个凝汽器4根进汽管；每根进汽管上装一个手动隔离阀和一个旁路排放控制阀。每2根排放支管共用一个扩散器。2023/1/151122、除氧器给水箱排放系统

从排放总管上引出3根管道，每根管道上装一个手动隔离阀和一个旁路排放控制阀。也是除氧器压力控制的新蒸汽供汽管。3、大气蒸汽排放系统三根独立管线分别接在相应的主蒸汽管道上。在每根主蒸汽管道的主蒸汽隔离阀上游有一根排大气支管，每根支管装有一个电动隔离阀、一个气动排放控制阀及消音器。2023/1/15113排放阀的分组一、分组GCTc共有15个排放控制阀分为4组（12个排CEX，3个排除氧器）第1组

3个阀门（GCTll3VV，117VV,12lVV），排放容量为18.2％额定流量，排向冷凝器；第2组

3个阀门（GCTll5VV，119VV，123VV），排放容量为

18.1％额定流量，排向冷凝器；2023/1/15114第3组

6个阀门（GCTll4VV，116VV，118VV，120VV，122VV，124VV），排放容量为36.3％额定容量，排向冷凝器；以上三组总的排放容量为额定容量的72.6%。这种分组方法可保证在排放系统投入工作时三台冷凝器的工作负荷基本一致。第4组3个阀门（ADG003VV，005VV，007VV），排放容量为12.4％额定容量，排向除氧器。4组阀总的排放容量为额定容量的85％。此排放量可满足核电站安全要求，同时也不至于导致冷凝器真空的过度降低。总的排放容量为1371kg／s，即为反应堆热功率在2905MW下蒸汽流量1613kg/s）的85％。2023/1/15115排放阀的开启方式排放控制阀的开启方式有两种：调制开启和快速开启。一、调制开启:按照调制信号的大小,阀门成比例开启。第1组3个阀是一个接一个依次调制开启；第2组3个阀是同时调制开启；第3组6个阀也是同时调制开启。

3组阀是依次调制开启2023/1/15116

第4组

3个阀无调制开启功能，但作为加热除氧器的汽源用来调节除氧器压力时，其具有调节功能。按照GCT开启信号动作，则只有全开或全关两种功能。二、快速开启：收到快开信号时，阀门快速全开，这是为适应在瞬态工况下蒸汽排放的需求而设置的。※

GCTc4组阀均有快开功能，而且快开信号优先调制开启信号。2023/1/15117GCT系统的控制原理一、GCTc控制模式旁路排放系统控制目标：控制旁路排放阀的开启与关闭。控制模式：根据机组的不同功率水平及运行状态，排放系统有两种控制模式：

平均温度（T模式）控制模式；

压力（P模式）控制模式。2023/1/15118（1）平均温度控制模式：用一回路实测平均温度与汽轮机负荷对应温度之差作为信号，使GCTc各组排放阀门开启。该模式用于高负荷（机组功率大于20％FP）且反应堆处于自动控制状态。当出现功率大幅度波动，导致温差超过一定值时，GCT会产生快开信号，使相关阀门快速开启，以尽快导出多余热能。（2）压力控制模式：用蒸汽母管压力测量值与其整定值之差作为信号，使GCTc第1组和第2组排放阀开启。该模式用于低负荷（机组功率小于20％）且反应堆处于手动棒位控制状态。也用于机组启停过程。2023/1/15119※低负荷下选用压力控制模式主要原因有两点：第一：在低负荷时蒸汽发生器压力对蒸汽流量的响应快，而一回路平均温度则对蒸汽流量的响应较慢；第二：低负荷时，蒸汽压力与大气排放阀的动作压力相近，用压力控制模式以保证不引起大气排放阀的不正常开启。2023/1/15120（3）两种模式的转换在主控室操纵员通过手动来进行两种模式的转换。压力模式转为温度模式，必须等GCT排放阀全关后方可进行。温度模式转为压力模式，当GCT排放阀无开度，可以实现平稳切换，当GCT排放阀有开度，一定要手动调整压力控制器整定值与实测值一致并有压力模式允许信号灯亮后，才可进行切换。2023/1/15121二、GCTa控制原理大气排放阀是根据主蒸汽管线压力测量值与整定值的偏差信号经调节器进行控制。压力整定值在主控室由操纵员可以手动给定，也可由调节器内部设定，此时绝对压力整定值为8．5MPa。2023/1/15122系统运行一、正常运行电站在稳态带功率运行时，蒸汽旁路排放系统处于备用状态。二、汽轮机的甩负荷与带厂用电运行汽轮机甩负荷时，堆芯提供的功率与汽轮机负荷之间出现暂时的不平衡。由于控制棒的调节能力有限，当甩负荷的幅度大于10％额定负荷或大于每分钟5％额定负荷的线性变化，旁路排放系统就要投入运行，为反应堆提供一个人为“负荷”，避免一回路超温和超压。2023/1/15123在这种工况下，GCTc为平均温度控制模式。它发出一个反映反应堆功率和汽轮机负荷失配大小的温差信号ΔT。当ΔT＞3℃且允许阀门开启的逻辑信号有效情况下，GCTc排放阀逐组部分或全部以调制方式或快开方式开启。随着旁路排放阀的开启和控制棒的下插，一回路平均温度的实测值逐渐接近整定值，当

ΔT＜3℃时，排放阀关闭，最后靠反应堆平均温度控制系统来达到最终的平衡状态。2023/1/15124当汽轮机甩负荷至厂用电时，反应堆功率为最终功率整定值30％Pn（即为额定功率的30％），汽轮机负荷为带厂用电（约为6％FP），二者的偏差转为排放阀的开启信号，维持一回路和二回路的功率平衡。三、特殊的稳态运行在反应堆启动和停运过程中（余热排出系统未投入情况下）及反应堆处于热备用、热停堆状态下，由汽轮机旁路排放系统投入导出一回路的热量。一、控制、保护和控测系统控制：运行功能保护：保证安全1.设计要求：1）基本问题：a.预防哪些事故？b.可以得到哪些参数来判断工况？c.需要多少传感器？d.保护定值。第九章核电厂的运行2、对仪表的最低要求：a.满足单一故障准则b.传递同一类信号的通道是独立的，相互分离的c.控制信号和保护信号间必须有隔离引起控制动作的单一随机故障：

如果造成一个保护系统的单一故障，

则其余系统必须在其他单一故障时，

能起到保护作用。3、主要仪表系统①核工艺仪表a.堆外核仪表：测量功率，12个量程，给出堆功率变化率和功率不均匀系数，

异常工况，给出一个保护信号。b.堆内仪表：测量功率分布，水位，温度无任何保护作用c.控制棒棒位批示仪表：每根棒的棒位，与预期值的偏离d.辐射监测仪表：提供一个参数与定值比较4、主要控制系统一次侧：a.控制棒系统：调节棒位及停堆b.压力控制系统：维持压力，处于欠热状态，给出运行段c.稳压器水位控制系统：产生保护信号和安注信号二次侧：a.SG水位控制系统b.汽机负荷跟踪系统c.排气控制系统二、核电厂的调试启动核电厂工程：

选址、设计、制造、建造、调试和运行调试的目的：进行必要的试验，以保证各部件、设备系统及其整个电厂都能按设计要求及有关准则正确的运作1.调试的主要阶段A阶段：预运行试验a.设备初步试验：单向试验，设备达到设计要求的性能b.基本系统试验：系统及相关联的回路功能检查c.系统综合试验：相互并联的若干基本系统进行联合的功能检查分为冷态试验和热态试验（升温升压至额定参数检查）Ｂ阶段：装料、初始临界和低功率试验Ｃ阶段：功率试验：10%、25%、50%、75%、100%调试启动的目的（~60周）：a.验证建造和设备安装是否符合设计标准b.运行瞬态和假想事故下运行特性是否符合设计，提供改进参考c.验证限值与条件，检验运行规程和事故处理规程d.运行人员熟悉核电厂性能和各种设备与系统的操作２预运行试验a.冲洗管道b.管道水压实验c.辅助系统调试：电气、供气、供水、供汽、控制与检测、通风、三废处理、通讯系统的调试，二回路的冷态调试3.系统综合试验：运行前试验保证堆芯首次装料、初次临界和随后的功率运行能安全进行所必须的实验3.1冷态试验a.一回路主系统水压试验：1.5倍工作压力b.一回路主系统冷态调试3.2热态试验a.一回路升温升压：加热到正常运行温度并使SG产生一些蒸汽，进行性能试验b.冷却