三门核电站主蒸汽流量测量浅析

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核电厂一回路流量测量方式的研究与故障分析

核电厂一回路流量测量方式的研究与故障分析摘要：核电厂一回路流量测量是运行人员监视机组正常运行的一个重要参数，不同堆形的机组对于一回路流量的测量方式存在差异，通过测量原理的介绍，从试验结果及故障排查，分析机组实际运行过程中产生流量波动的具体原因。

关键词：核电厂；一回路；流量测量一、一回路流量测量方式的差异M310机组反应堆冷却剂系统（RCP）环路流量测量仪表为弯管式压差流量表（MD），安装于过渡段蒸汽发生器出口弯管位置，每环路有3块流量表，负压侧共用一条仪表引压管，如下图。

华龙一号机组反应堆冷却剂系统（RCS）环路流量测量表则取消了弯管流量计，每环路安装5块压差表（MP）用于监测主泵前后压差，其正压侧引压管安装于主泵出口冷段，负压侧引压管安装于主泵入口过渡段，如下图。

M310机组采用的弯管流量计是利用流体流经弯管传感器的离心力产生压差，离心力的大小与流体流速、流体的密度及弯管特性等因素有关，在它的作用下使流体对弯管内、外侧产生压力差，传感器将压差信号转换成电流信号反馈到DCS系统。

离心力与流体的流速具有单一的函数关系，其大小可以通过测量弯管内外侧的差压确定，进而可计算出流体的流速，将流速与管道的截面积和流体的密度相乘，即可确定流体的流量。

弯管流量计具有节能、精度高、耐高温稳定性强等特点。

华龙一号机组用每环路5块主泵前后压差来表征主回路流量，以一环为例，RCS180MP-183MP主要参与反应堆停堆保护逻辑及相互校准，RCS184MP为0.075%的高精度压差表用作试验用仪表，主要用于试验中计算主回路流量。

由压差读数通过扬程公式计算出主泵扬程，将主泵扬程与流体密度及重力加速度相乘，可确定主泵增压压强，通过压强、流量、主泵有效功率的对应关系可计算出环路流量。

在华龙一号的设计中，反应堆冷却剂流量测量设计的功能如下：1）RPS一条环路冷却剂流量低与P8符合触发紧急停堆；2）RPS/DAS两条环路冷却剂流量低与P7符合触发紧急停堆；3）参生成P15信号（P15信号用于热段过冷度低和热段水位低触发安注）；4）在余排未接入的情况下，当反应堆冷却剂泵丧失（失去强循环）和堆芯衰变热低时触发防硼误稀释保护）；5）参与热功率计算。

某核电厂主蒸汽系统差异分析

某核电厂主蒸汽系统差异分析核电厂的主蒸汽系统是核电厂中十分重要的一个系统，它的运行状况直接影响核电厂的发电效率和安全性。

在不同核电厂的主蒸汽系统中，可能存在一些差异，本文将对这些差异进行分析。

主蒸汽系统在核电厂中的结构和组成是相似的。

主蒸汽系统由核反应堆产生的高温高压蒸汽经过高压汽轮机发电后，将中低压蒸汽排出，并通过凝汽器冷凝成水再次供给核反应堆进行循环使用。

不同核电厂的主蒸汽系统虽然在结构上基本相同，但具体的设备配置和参数有所不同。

不同核电厂的主蒸汽系统可能存在不同的蒸汽参数。

蒸汽参数包括蒸汽温度和蒸汽压力。

不同的核电厂可能根据具体的设计要求和发电需求来确定这些参数。

一般来说，蒸汽温度和压力越高，发电效率就越高。

一些新建的核电厂可能会在设计上提高蒸汽参数，以提高发电效率。

而一些老旧的核电厂则可能因为设备老化或技术限制，无法提高蒸汽参数。

不同核电厂的主蒸汽系统可能采用不同的蓄热器类型。

蓄热器是主蒸汽系统中的一个重要组成部分，它可以在负荷变化时提供热储备，以保证汽轮机的稳定输出功率。

常见的蓄热器类型包括波纹式蓄热器和盘管式蓄热器。

波纹式蓄热器结构复杂，外观呈波纹状，能够提供更大的热交换面积，但制造和维修成本较高。

盘管式蓄热器结构简单，由多个平行排列的盘管组成，制造和维修成本相对较低。

不同核电厂可能根据自身的需求和经济考虑，选择不同的蓄热器类型。

不同核电厂的主蒸汽系统可能采用不同的冷凝器。

冷凝器是主蒸汽系统中的另一个重要组成部分，它可以将蒸汽冷凝成水再次供给核反应堆循环使用。

常见的冷凝器类型包括空冷式冷凝器和水冷式冷凝器。

空冷式冷凝器通过自然对流和辅助风机来冷却蒸汽，适用于没有足够冷却水资源的地区。

水冷式冷凝器则通过将蒸汽导入冷却水中冷凝来实现冷却，适用于有足够冷却水资源的地区。

不同核电厂可能根据所在地的资源情况和环境条件，选择不同的冷凝器类型。

不同核电厂的主蒸汽系统可能存在一些差异，包括蒸汽参数、蓄热器类型和冷凝器类型等方面的差异。

三门核电1号机组IRWST回流槽疏水试验流量不足问题探讨

三门核电1号机组IRWST回流槽疏水试验流量不足问题探讨摘要：三门核电厂采用AP1000三代核电技术，其非能动堆芯冷却系统（PXS）在事故后可通过非能动余热排出热交换器（PRHR HX）导出堆芯热量，并将热量传递至安全壳内置换料水箱（IRWST）。

IRWST中水被加热至沸腾，产生蒸汽释放到安全壳大气中，并在较冷的钢制安全壳、环吊梁、加强筋、管道及设备表面上产生冷凝液。

为保证事故后堆芯热量及时导出，PXS在环吊梁、加强筋及操作平台处设置了冷凝回流子系统，可以将安全壳内壁的冷凝液引回IRWST。

在执行1号机组环吊梁、安全壳加强筋及IRWST回流槽疏水能力试验时，发现IRWST回流槽疏水流量不满足验收准则要求。

本文将重点探讨1号机组IRWST回流槽疏水试验流量不足的原因及解决方案。

关键词：AP1000；非能动；冷凝回流；流量不足；解决方案1.概述PXS系统设有非能动余热排出热交换器（PRHR HX）用于应急堆芯衰变热导出。

PRHR HX位于安全壳内置换料水箱（简称IRWST）中，入口与反应堆冷却剂系统RCS）1环路热管段相连，出口连接至蒸汽发生器，通过两个并联的常关气动阀隔开，示意见图1。

图1 PXS系统简图当发生非LOCA和大LOCA事故时，PRHR HX出口气动阀打开，利用温差与位差作为驱动压头，冷却剂通过PRHR HX进行非能动循环导出堆芯热量，并将热量传递至IRWST的水中。

IRWST中水被加热至沸腾，将产生蒸汽并推开IRWST排气孔释放到安全壳大气中。

释放至安全壳内的蒸汽通过非能动热阱冷凝在钢制安全壳、环吊梁、加强筋、管道及设备表面上。

PXS设计冷凝液回流子系统，示意见图2。

环吊梁、加强筋上的冷凝液将通过落水管系统汇集到6英寸母管，进入安全壳南北两侧的两个收集箱；IRWST回流槽内冷凝液经过滤后直接进入收集箱。

收集箱中的水最终通过4英寸的管道进入IRWST内。

图2 PXS冷凝回流子系统简图2.环吊梁、加强筋及IRWST回流槽疏水能力试验2.1试验验收准则LOCA事故后，安全壳下部环路隔间水位是保证堆芯长期冷却的重要参数。

AP1000三门项目二回路主给水流量测量分析

１概述
核电站二回路主给水系统的主要功能是为蒸汽发生器
２ＡＰ１０００三门项目二回路主给水流量测量
２．１测量方法
提供给水，并保持其液位，同时蒸汽发生器可以通过换热作用，利用反应堆产生的热量加热给水并产生蒸汽来推动
汽轮发电机发电。给水通过主给水泵和启动给水泵输送，流量过大可能导致蒸汽发生器液位过高，从而影响产生的蒸汽品质，蒸汽中水分过高会损坏汽轮机叶片；流量太小可能导致蒸汽发生器液位过低，从而无法充分导出反应堆
绘地理信息局重庆测绘院工程师，研究方向：大比例尺数
字图测绘与技术应用。
参考文献
【１］黎新懿，赵景亮．ＶｉｓｕａｌＬＩｓＰ开发Ａ毗ｏｃＡＤ２０Ｏ４应（责任编辑：黄银芳）
产生的热量，在造成功率浪费的同时也可能引起堆芯过热的危险。当电厂处于稳态运行时，热功率测量系统需要使
用主给水流量信号来精确测量一回路系统总的热功率。另外，主给水流量还用于其他一些关联的试验项目。因而对二回路给水流量的准确测量就显得非常重要。为了更加精确地测量二回路给水的流量，ＡＰ１０００三门
果，减少人为因素造成数据错误，提高了作业效率。Ｏ
用程序［Ｍ】．北京：科学出版社，２００３．［２】方戈亮，孙力红．Ｖｉｓｕａ１＋ＬＩＳＰ程序设计
（ＡｕｔｏＣＡＤ＋２００６）［Ｍ］．北京：清华大学出版社，２００６．作者简介：邹富生（１９７７－），男，重庆人，国家测

三门核电厂区工程首级测量控制网测量方法及精度分析

San men he dian chang qu gong cheng shou ji ce liang kong zhi wang ce liang fang fa ji jing du fen xi三门核电厂区工程首级测量控制网测量方法及精度分析■张振虎文章结合三门核电厂区首级测量控制网的工程实践，阐述了控制网测量的具体方法、平差方法、精度分析及精度保证措施。

其结果表明：利用本方法测得的点位平面精度优于2mm 、高程精度优于1mm,满足相关测量规范要求，为今后项目的实施提供了一定的借鉴。

—、引言核电站工程测量基准控制系统建立一般分为工程区域首级测量控制网、厂区建设次级工程测量控制网、厂房建设微型精密工程测量控制网。

三门核电厂区经度约在121° 38'左右，其位于高斯3。

带第40个投影带和第 41个投影带之间，为避免投影长度变形和换带计算，三门核电厂区采用了高斯正形投影1.5。

带，投影面采用厂区平均标高12米。

坐标系采用1954北京坐标系，高程系统采用了国家1985高程基准。

精度要求点位平面精度优于2mm 、高程精度优于1 mm o二、首级控制网测量方法及精度控制1.概况首级测量控制网初始布置7个点，分别为A01、A02、A03、A04、A05、A06、A07控制点。

本文以首级控制网复测为例,详细论述了首级控制网测量的具体方法、平差方法、精度分析及精度保证措施。

由于现场施工影响，A02与A06不参与本次首级控制网复测。

另外考虑到平差网形选取了一个相对稳定的点作为复测网内控制点一起观测和平差处理，该点命名为L1。

因此本次复测的控制网共有A01、A03、A04、A05、A07、L1等6个控制点，构成网形如图1所示。

2. 平面控制网测量(1 )观测墩施工平面控制点埋设采用永久性强制对中观测墩，观测墩深入基岩0.5m 以上，顶面埋设不锈钢强制对中盘，采用水准仪将强制对中盘进行精确整平。

某核电厂主蒸汽系统差异分析

某核电厂主蒸汽系统差异分析核电厂主蒸汽系统的差异主要体现在以下几个方面：蒸汽参数、主蒸汽节流控制方式、主蒸汽系统布置和设备选型等。

接下来，我们将分别对这几个方面展开详细的分析。

1. 蒸汽参数蒸汽参数是指主蒸汽系统中的蒸汽压力和温度等参数。

核电厂的蒸汽参数通常根据反应堆的许可设计来确定。

不同的反应堆类型、功率等级可能会导致主蒸汽系统的蒸汽参数存在差异。

某些厂商的反应堆设计允许更高的蒸汽压力和温度，因此对应的主蒸汽系统参数也会更高。

而在实际运行中，蒸汽参数的差异可能会影响到汽轮机的运行效率、叶片受热与寿命等因素。

2. 主蒸汽节流控制方式主蒸汽系统的节流控制方式是影响其运行性能的重要因素。

一般来说，主蒸汽系统的节流控制方式主要有两种：机械式节流和电子式节流。

机械式节流通过调节阀门的开度来控制蒸汽流量，而电子式节流则是通过控制系统对阀门进行精确的电动控制。

不同的控制方式会影响到主蒸汽系统的稳定性、调节性能等方面。

某些核电厂可能会采用不同的主蒸汽节流控制方式，这就导致了主蒸汽系统的差异。

3. 主蒸汽系统布置主蒸汽系统的布置方式也可能存在差异。

一般来说，主蒸汽系统的布置包括主蒸汽管道、混合器、汽轮机等设备的布置。

不同的核电厂可能会根据其厂区的具体情况，采用不同的主蒸汽系统布置方式。

某些核电厂由于场地限制，可能会采用较为紧凑的布置方式，而另一些核电厂则可能会布置得更为宽敞。

这种差异可能会导致主蒸汽系统的管道长度、布置形式、设备相对位置等方面存在差异。

4. 设备选型主蒸汽系统中的设备选型也可能存在差异。

不同的核电厂可能会选择不同厂商的汽轮机、蒸汽发生器等设备，这些设备的性能和制造工艺可能存在一定的差异。

不同的设备选型可能会影响到主蒸汽系统的工作效率、可靠性等方面。

在实际运行中，这些差异可能会导致主蒸汽系统的运行性能存在一定的差异。

在设计和运行主蒸汽系统时，需要充分考虑这些差异，并采取相应的措施来保证主蒸汽系统的安全、可靠运行。

核电厂主给水及主蒸汽隔离阀调试浅析

３４．４７５ＭＰａ，这样，没有氮气作为缓冲，对整个液压系统都有一
定的冲击，在后续调试过程中发生了多次密封圈泄漏的问题，
这也是原因之一。
（３）压力开关整定值没有校准。在进行逻辑试验时发现其
门是否能够正常动作，防止事故状态时阀门无法关闭，是保证电站安全的一个功能，非常重要，因此在电站连续稳定运行期
间需要定期检查。报警、联锁和带载测试：液压系统报警有油位低报警和压
油泵的启停联锁定值有漂移，需要进行重新调整，而在现场由于压力开关装在一个比较狭小的盒子里，其空间有限，拆装的难度很大，所以最终决定在线调校。另外，启停油泵的设计定值非常高，停泵为３４．４７５ＭＰａ，启泵定值为２６．２０１ＭＰａ，这增
０引言
主给水及主蒸汽隔离阀调试主要包括２部分：第一部分是
该阀门的调试进展情况，由于该设备属于进口设备，油路结构很复杂，发现安装公司由于对这４个阀门不了解，在他们进行
Hale Waihona Puke 安装公司调试主要就是进行了阀门的慢开慢关，但是在这个过程有不少问题，主要如下：（１）液压系统的呼吸器没有安装。液压系统的储油箱上有

三门AP1000核电站常规岛主蒸汽管道安装方案探索

三门AP1000核电站常规岛主蒸汽管道安装方案探索【摘要】三门ap1000核电站作为全球首台示范电站，其主蒸汽管道安装在国内尚属首次。

本文主要介绍了该工程中常规岛侧主蒸汽管道的安装方案。

【关键词】ap1000；主蒸汽；安装流程1.工程概况三门核电一期ap1000核电机主常规岛侧主蒸汽管道由日本三菱设计，哈动负责管道的供货。

主蒸汽常规岛部分通过两路进汽管道与核岛侧主蒸汽管道连接。

进汽侧管道在汽轮机发电机厂房-7.5m 层汇流至主蒸汽集箱，集箱后引出四路出汽侧管道分别与主汽门焊接。

主蒸汽管道设计有足够的疏水坡度，并在规定的位置处设置疏水，以排尽管道内的疏水。

主蒸汽管道主要参数见表1。

2.安装方案详解核岛侧主蒸汽管道施工滞后与常规岛侧主蒸汽管道施工。

因而在常规岛侧主蒸汽管道安装过程中寻求一个科学合理的施工方案至为重要。

常规岛侧主蒸汽管道存在的调整段，保证了常规岛侧主蒸汽管道安装先核岛侧安装的可能性。

下面是对该情况下常规岛侧主蒸汽的安装流程。

2.1前期准备在施工开始之前应准备好工机具、消耗性材料，并进行人员交底培训。

主蒸汽管道临抛前应对其支吊架预埋板、预留孔进行测量复核。

2.2方案简介集箱安装→出汽侧管道安装→进汽侧管道安装2.2.1主蒸汽管道布置图2.3安装方案详解2.3.1集箱安装主蒸汽集箱由三根管段组成，可在-7.5层地面组装成一体后，再提升到位。

a、用葫芦提升三跟管段，待提升至离地面3m时，用钢丝绳等进行固定做好保险措施。

b、在-7.5m层地面（集箱下方）布置6个1m高的支架。

支架的上表面调整成同一水平面。

c、松开集箱管段上的保险，并调整链条缓慢将3根下降至支架上。

调整各段的水平度，n，e方向位置，接管角度。

待3根管段成一直线后，进行对口间隙调整，并做好固定。

完成后续焊接工作。

d、用葫芦将集箱拉升至图纸位置。

通过测工配合，确认集箱开档尺寸，接管坡度符合设计要求后，用[12槽钢对集箱进行固定。

2.3.2出汽侧管道安装a、通过行车配合，将连接msv处的管段plcqa06、plcqb05、plcqc05、plcqd06，临抛到位。

AP1000主蒸汽管道点数的分析评测

AP1000主蒸汽管道点数的分析评测摘要：本文以三门AP1000核电项目安装工程为背景，以主蒸汽管道安装施工为例，从主蒸汽管道安装的施工工序、施工难点出发，通过分析实测数据以及将实测数据与核电定额中理论数据对比分析等方法，阐述AP1000主蒸汽管道“点”的测定方法。

关键词 AP1000主蒸汽管道，“点”，工效1.三门AP1000核电项目“点”系统概述“点”系统，是大亚湾核电建设期间由法国法马通原子能公司引进中国的工程量概念。

在三门AP1000核岛安装工程中，“点”是用来衡量工程量进度状态的综合指标。

1个“点”表示1名具有平均技能水平的员工在正常工况条件下工作1小时能够和必须完成的工程量，它包括完成施工活动的全过程，如材料接收、检查、运输、储存、预制、安装以及质量计划的关闭等等。

2.主蒸汽管道施工概况2.1.主蒸汽管道简介AP1000核电站的主蒸汽管道是连接常规岛汽轮机与核岛蒸汽发生器的主要路径。

主蒸汽管道从蒸汽发生器管嘴引出，通过反应堆厂房安全壳贯穿件进入辅助厂房，最后经辅助厂房11轴贯穿件进入常规岛与汽轮机连接。

主蒸汽管道属于SGS系统，管道材质为SA335 GR P11，38″的主蒸汽管道壁厚为1.740″，单堆工程量约为109.5m。

2.2.主蒸汽管道施工难点2.2.1.主蒸汽管台坡口加工难度大管台组对间隙要求为1～5mm，错边量要求为0～0.8mm，对中及错边精度要求高；开孔尺寸大、焊缝长；大厚壁插入式焊接，焊材填充量较大，焊接收缩变形量大。

此外，管台图纸要求坡口为35°，但实际到货管台坡口为10°，上游会议要求我方原样接收，为了满足焊接要求，必须加大焊缝在38”母管的坡口角度，这导致管台开孔难度加大，并导致管台开孔进度缓慢，极大的降低了管台开孔工效。

2.2.2.主蒸汽管道焊接工艺要求高每个核反应堆厂房包括两个主蒸汽系统回路，核反应堆厂房到核辅助厂房主蒸汽隔离阀的管道为核2级，QA1级；主蒸汽隔离阀以后通往常规岛的管道为核3级，QA1级。

三门核电BDS（蒸汽发生器排污系统）热交换器充水风险分析及优化

三门核电BDS（蒸汽发生器排污系统）热交换器充水风险分析及优化发布时间：2021-05-11T03:17:20.517Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第1期作者：吴毅[导读] 预期触发排污隔离（PLS隔离信号），BDS（蒸汽发生器排污系统）一列被隔离。

三门核电有限公司摘要：三门核电在满功率运行期间BDS（蒸汽发生器排污系统）一列被隔离，本文介绍了BDS被隔离原因，以及事后恢复BDS，对BDS进行充水排气时出现的问题，针对这些问题提出的优化和相关的注意事项。

关键词：热交换器充水；水锤；高温；高压背景：三门核电在满功率运行期间出现一列SG（蒸汽发生器）第二道排污隔离阀（V075）关闭报警，SG排污流量降低。

主控将SG排污热交换器出口凝结水调节阀（V034）置于手动状态下关闭，预期触发排污隔离（PLS隔离信号），BDS（蒸汽发生器排污系统）一列被隔离。

一、BDS（蒸汽发生器排污系统）介绍三门核电BDS系统提供下列功能：从蒸汽发生器中去除沉积物；在湿保养运行工况下控制二次侧化学水质；对蒸汽发生器进行疏水。

同时，BDS系统也监测蒸汽发生器流出物和 EDI排出的盐水是否具有放射性。

1 BDS系统有两条50%处理能力的排污列，每台蒸汽发生器对应一列。

每一排污列包含一台再生式热交换器，一个流量控制阀，一个过滤器和一个EDI净化处理单元。

排污流中的热量在再生式热交换器中被来自CDS（凝结水系统）的凝结水回收，以提高电厂效率。

每个排污列上均有一个排污流量控制阀以控制排污流量和降低流体压力。

2在每一排污列的流量控制阀下游都设有一个过滤器,用于排出排污流中的悬浮颗粒。

然后排污流进入EDI除盐单元以除去离子杂质。

两个排污列在EDI除盐单元下游合成一条公共排污母管。

在BDS的不同运行方式下，排污流或流入凝汽器，或流到WLS （放射性液体废物处理系统）进行处理，或通过FWS (主给水和启动给水系统)管线返回至蒸汽发生器。

三门核电一期工程汽轮机本体监测及诊断系统仪表安装重点分析

三门核电一期工程汽轮机本体监测及诊断系统仪表安装重点分析摘要本文通过结合现场施工中遇到的问题及其它电厂的经验，重点阐述了三门核电项目一期工程中汽机本体监测及诊断系统相关仪表安装过程中所出现的问题，并进行分析。

同时也为其它汽机本体仪表安装和检修工作提供一些建议。

关键词汽机本体监测系统；汽机诊断系统；仪表安装0 引言三门核电一期工程的汽机监测及故障诊断系统为HTC供货的CSI6500汽轮机监测系统，CSI6500采用TSI和TDM一体化的设计方式，TDM直接通过CSI6500背板获取TSI的振动缓冲信号，从而进一步进行诊断和分析。

DCS系统相关数据（轴瓦温度等）通过Modbus TCP/IP方式进入TDM系统。

汽机上的本体仪表为CSI6500系统进行汽轮机运行状态及健康状态的监测，分析和诊断提供监测参数。

该系统在汽轮发电机监测过程中主要监测以下设备的运行参数及状态：轴振动、轴承振动、偏心、健相、轴位移、绝对膨胀、相对膨胀、转速、零转速、轴瓦温度。

1 TSI及TDM系统描述1.1 系统结构数字式TSI装置由传感器系统和监视仪表两部分，由哈尔宾汽轮机厂家配套提供。

传感器系统包括探头、预制电缆、前置器、传感器安装支架等。

监视仪表包括框架、电源、测量模块、软件及机柜等。

该系统结构示意图见图1：图1 TSI及TDM系统示意图1.2 测点布置测点布置位置为汽轮机设计时选定的，每个测点都具有代表性。

本项目中汽轮机的测点布置见图2：图2 TSI及瓦温测点布置图图中测点说明：1.偏心；2.零转速；3.键相；4.转速；5.相对膨胀；6.轴振动（X，Y方向）；7.轴承振动（垂直方向）；8. 轴向位移，9.绝对膨胀；10.轴瓦温度；11.推力轴承轴瓦温度2 安装过程中问题描述及解决办法在本项目的汽机本体仪表安装过程中，由于种种原因出现不同问题，现将重点关注问题分析如下：2.1 轴瓦温度传感器安装的配件问题轴瓦温度传感器安装位置位于轴瓦与瓦枕的接触面部位外侧，安装时轴瓦温检测元件的插入深度应满足设计要求并嵌入钨金层。

阐述基于文丘利管束测量蒸汽流量的优势

阐述基于文丘利管束测量蒸汽流量的优势1 研究背景蒸汽流量参数对于发电机组而言非常关键，对机组的运行状况、过程控制和性能监测等有着相当重要的作用。

对于核电机组，蒸汽发生器是压水堆核电站一、二回路的枢纽，一回路反应堆冷却剂与二回路给水在蒸汽发生器中进行热交换，主蒸汽流量参数还直接影响反应堆堆芯热量导出，故还需关注其特殊的核安全意义。

一般电站的蒸汽流量测量方法主要分为直接测量方法和间接计算测量两种。

直接测量方法是利用节流元件直接获取蒸汽流量，间接计算测量则是根据弗留格尔公式间接计算得出主蒸汽流量。

三门核电站采用基于文丘利管束的蒸汽限流器作为节流元件的直接测量方法测量主蒸汽流量。

本文分析了直接测量法在三门核电主蒸汽流量测量中的实现，以及节流元件对于电站安全的特殊意义。

2 间接法测量主蒸汽流量采用间接换算法测量主蒸汽流量，其理论依据为汽轮机理论中著名的弗留格尔公式。

因为没有节流元件造成蒸汽的压力损失，间接法测量主蒸汽流量的显著优点为减少汽耗，可靠性和稳定性也较高。

基于弗留格尔公式的间接计算测量法，有着明确的条件限制：（1）通流面积不变；（2）机组内各级流量相同；（3）级组内各级前温度变化率相同；（4）级组内不得串有其他非线性元件。

对于条件（1），只要避开调节级，一般容易得到满足。

而对于条件（2），则情况较为复杂。

通常回热式机组各级抽汽量在相当范围内与机组的进汽量近似成正比，且其量与进汽量相比较小，故间接法测量也能获得较高的准确性。

但对于再热机组，由于再热器的存在和对外供汽等因素条件（2）～（4）均不能得到满足。

现在工程应用上，通常采取将高压缸全体压力级作为一个级组，引入加热器运行修正系数、使用改进型弗留格尔公式进行蒸汽流量测量。

3 直接测量法在三门核电主蒸汽流量测量中的实现3.1 流量测量的基本原理3.2 理论模型与功率运行流量计算三门核电1号机，节流元件为文丘利管束，又称为蒸汽限流器，布置于蒸发器蒸汽出口管嘴内，如图1-3所示。

某核电厂主蒸汽系统差异分析

某核电厂主蒸汽系统差异分析1. 引言1.1 背景介绍核电厂主蒸汽系统是核电厂中一个至关重要的部分，它承担着输送核反应堆产生的热量到汽轮机中转换为电能的关键任务。

某核电厂的主蒸汽系统在整个核电站的运行中扮演着核心角色。

通过对该核电厂主蒸汽系统的差异分析，可以更好地了解其结构和运行特点，为系统的优化改进提供依据。

背景介绍中，我们将对某核电厂主蒸汽系统的整体架构进行分析，包括系统的组成部分、主要设备、工作原理等内容。

我们也将探讨该核电厂主蒸汽系统在运行中可能存在的问题和挑战，为后续的详细研究奠定基础。

通过对某核电厂主蒸汽系统的背景介绍，我们可以更全面地了解该系统的运行情况和特点，为接下来的差异分析提供必要的背景知识。

这将有助于我们深入研究该系统的运行参数、故障分析、性能评估以及改进建议，为核电厂的稳定运行和效率提升提供重要参考。

1.2 研究目的研究目的是为了深入分析某核电厂主蒸汽系统的差异，探讨其中存在的问题和改进空间，为提高核电厂主蒸汽系统的性能和安全运行提供依据和参考。

通过对该主蒸汽系统的架构、运行参数、故障情况以及性能评估进行系统分析，可以有效地揭示其与其他核电厂主蒸汽系统之间的差异和优劣势，为今后的改进建议和提升措施提供依据。

研究的目的是为了全面了解该核电厂主蒸汽系统的特点和问题，为进一步的研究和实践提供可靠的数据支持，促进核电厂主蒸汽系统的发展和完善。

通过对此系统的系统性分析和比较，可以发现其中存在的问题和不足，为解决这些问题提供科学的依据和方向，从而提高核电厂的运行效率和安全性，实现长期可持续发展的目标。

1.3 研究意义某核电厂主蒸汽系统的差异分析对于核电行业的发展和运行具有重要意义。

通过对主蒸汽系统的差异进行深入研究，可以帮助核电厂更好地理解不同设计方案的优劣势，为核电厂选择最适合的主蒸汽系统提供依据。

通过对主蒸汽系统的运行参数进行对比分析，可以帮助核电厂及时发现问题并采取相应的措施，确保核电厂运行的安全稳定。

某核电厂主蒸汽系统差异分析

某核电厂主蒸汽系统差异分析核电厂是利用核裂变产生热能，再经过主蒸汽系统将热能转化为动能，驱动汽轮机发电的发电厂。

主蒸汽系统在核电厂中扮演着至关重要的角色，是核电厂发电过程中不可或缺的一部分。

不同核电厂的主蒸汽系统之间可能存在一些差异，这些差异可能来自于技术、设备、运行模式等多方面因素。

本文将对某核电厂主蒸汽系统的差异进行分析，以期为核电厂运行提供参考和借鉴。

一、主蒸汽系统的基本组成主蒸汽系统主要由核反应堆、蒸汽发生器、主汽管道、汽轮机和凝汽器等组成。

核反应堆产生的热能通过蒸汽发生器转化为热量，蒸汽发生器再将蒸汽送入汽轮机驱动转子旋转发电，最终通过凝汽器将蒸汽凝结成水并返回蒸汽发生器的循环过程。

尽管主蒸汽系统的基本组成在大致相同，但在不同核电厂中可能会存在一些差异，下面将从技术、设备和运行模式三个方面进行具体分析。

二、技术差异主蒸汽系统的技术差异主要体现在核反应堆和蒸汽发生器上。

不同的核反应堆类型可能导致不同的工作参数和运行模式，例如压水堆反应堆和沸水堆反应堆的主蒸汽系统在工作原理上存在一定差异。

不同的蒸汽发生器设计参数和结构也会对主蒸汽系统的运行产生影响，例如不同的换热面积和换热效率都会影响主蒸汽系统的性能表现。

三、设备差异主蒸汽系统的设备包括主汽管道、汽轮机和凝汽器等，不同核电厂可能会选择不同的设备型号和规格。

这些设备的性能参数和工作特性可能存在一定的差异，例如不同的汽轮机转子结构和凝汽器冷却方式都会对主蒸汽系统的效率和稳定性产生影响。

设备的维护和保养模式也可能存在差异，例如不同的核电厂可能采用不同的设备检修周期和检修方式。

四、运行模式差异主蒸汽系统的运行模式在不同核电厂中可能存在一定的差异，一方面是由于设备和技术的差异导致的运行模式不同，另一方面也可能受到核电厂自身的管理和运营模式的影响。

不同的核电厂可能对主蒸汽系统的负荷调节和热工参数控制有不同的要求，导致主蒸汽系统的运行模式存在差异。

不同的核电厂可能会采用不同的安全保护措施和应急处理方案，从而导致主蒸汽系统在应对突发事件时存在一定的差异表现。

三门核电主蒸汽管线暖管方式介绍及分析

三门核电主蒸汽管线暖管方式介绍及分析摘要：本文分析和介绍了三门核电AP1000核电机组两种主蒸汽关系暖管方式的优点和缺点，为核电厂的稳定高效运行提供参考。

关键字：暖管；主蒸汽管线SMNPC Main Steam Pipleline Preheating Method AnalysisMao,ChunyuSanmen Nuclear Power Co.,Ltd OPS Taizhou ZhejiangAbstract: This paper analyzes and introduces the advantages and disadvantages of the two main steam pipleline heating modes of SMNPC, which provides a reference for the stable and efficient operation of the nuclear power plant.Keywords: Preheating Pipleline; Main Steam Pipleline1、三门核电基本结构介绍三门核电为压水堆核电厂，主要由核岛回路、常规岛回路及循环水回路组成，通常这三个回路被分别称为一回路、二回路和三回路。

一回路的水在堆芯被加热后通过主泵及相关管道被输送到蒸汽发生器(SG)的一次侧，SG的二次侧为二回路的低温凝结水，SG一次侧将热量通过U型传热管传导至SG二次侧的低温凝结水，低温凝结水被不断加热形成高温高压的蒸汽，这些高温高压的蒸汽通关相关管道被输送到汽轮机，推动汽轮机及发电机组发电；做完工之后的高温高压蒸汽在凝器中被三回路的海水冷却形成低温凝结水，这些低温凝结水通过相关泵、加热器及管道又被送到SG二次侧，如此不断循环，以水为能量的载体将核能转变为热能，再将热能转变为机械能，最终通过汽轮发电机组将机械能转变为电能，完成核能的发电。

三门核电站主蒸汽隔离阀运行优化分析

三门核电站主蒸汽隔离阀运行优化分析摘要：主蒸汽隔离阀作为主蒸汽管线上的关键部件，在AP1000核电厂正常运行及事故处理过程中起到举足轻重的作用。

结合主蒸汽隔离阀的结构特点，简述其动作原理，分析了运行响应及运行限制，并提出了运行策略改进，为电站稳定运行提供了参考。

关键词：主蒸汽隔离阀；运行优化；电磁阀引言AP1000核电站蒸汽发生器系统（SGS）包含两个相同的序列，每个蒸汽发生器（SG）对应一个序列，每个序列按功能分为以下三个部分：主蒸汽管线、主给水和启动给水管线以及SG排污管线。

正常运行期间，SGS将加热过的给水从主给水和启动给水系统输送到安全壳内的SG，用于产生蒸汽导出一回路的热量，并传送到主蒸汽系统以驱动汽轮发电机用于电力生产。

停堆期间凝汽器不可用时，主蒸汽管线隔离，通过启动给水及SGS的大气释放阀导出一回路衰变热。

SGS每条主蒸汽管线上均设置六个主蒸汽安全阀，一个大气释放阀，一个大气释放阀前隔离阀和一个主蒸汽隔离阀（MSIV）。

其中每个MSIV配置有一个旁路阀，在启动时用于蒸汽管线暖管和平衡MSIV两侧的压力，旁路阀与MSIV一起用于提供安全壳隔离和SG隔离。

1.MSIV部件构造1.1 本体组成MSIV使用Flowserve公司生产的Edward Type-A-510型气动/液压线性活塞执行机构。

活塞上部为加压氮气，下部为液压油。

执行机构利用液压系统开启MSIV 并维持在开的状态；关闭时，活塞下部的高压液体流出，而靠活塞上部储存的高压氮气使阀门关闭。

执行机构为安全级设备，在设计基准事故后仍能维持结构的完整性和功能的可用性。

MSIV开启时间约10分钟，慢关时间约3分钟，快关时间为2至5秒，驱动杆行程为812.8mm，能够传输3.4×106kg/hr的蒸汽流量，限制蒸汽压降，以使主汽阀处含汽率低于0.5%，阀门设计寿命为60年。

MSIV整体呈倒T型，阀杆和执行结构垂直安装在蒸汽管线上方，通过气动/液压活塞执行机构，驱动闸板关闭。

某核电厂主蒸汽系统差异分析

某核电厂主蒸汽系统差异分析核电厂主蒸汽系统是核电厂的核心部分之一，它负责将核反应堆中产生的高温高压蒸汽转化为电能。

不同核电厂的主蒸汽系统可能存在一些差异，本文将对某核电厂的主蒸汽系统进行分析。

某核电厂主蒸汽系统由核反应堆、主蒸汽管道、主蒸汽再热器、主蒸汽汽轮机和凝汽器等组成。

核反应堆是主蒸汽系统的原始来源，它通过核反应产生高温高压蒸汽，进而驱动汽轮机发电。

某核电厂的核反应堆采用压水堆反应堆，其工作原理是利用铀核的裂变产生大量热能，将水加热为高温高压蒸汽。

主蒸汽管道是将核反应堆中的蒸汽输出至主蒸汽再热器的管道，由于核反应堆产生的蒸汽温度和压力较高，因此主蒸汽管道需要具备较高的耐压能力和密封性。

某核电厂的主蒸汽管道采用了优质的高温合金材料，以确保安全可靠地输送核反应堆产生的蒸汽。

主蒸汽再热器是主蒸汽系统中的关键部件之一，它通过将一部分主蒸汽重新加热，进一步提高蒸汽的温度和压力，以提高汽轮机的发电效率。

某核电厂的主蒸汽再热器采用了高效的板式换热器，具有换热效率高、结构紧凑、重量轻等优点，可以有效地将主蒸汽的热能传递给再热蒸汽。

主蒸汽汽轮机是核电厂主蒸汽系统的核心设备之一，它通过接收高温高压的蒸汽并转化为机械能，进而驱动发电机发电。

某核电厂的主蒸汽汽轮机采用了多级汽轮机，每个级别都有自己的转子和定子，通过级联排列，可以使蒸汽在不同级别上逐步膨胀，从而提高发电效率。

某核电厂的主蒸汽汽轮机还配备有高效的凝汽器，用于将汽轮机排出的低压蒸汽冷凝成水，并回收蒸汽中的热能。

某核电厂的主蒸汽系统包括核反应堆、主蒸汽管道、主蒸汽再热器、主蒸汽汽轮机和凝汽器等组成，每个部件都扮演着重要的角色。

这些差异分析的目的在于深入了解某核电厂主蒸汽系统的特点和性能，并为核电厂的安全运行和发电效率提供参考。

蒸汽流量的测量要点

关于蒸汽流量的测量1 引言在计量工作中，蒸汽流量测量不准确是普遍存在的问题，其中主要原因分析如下。

1.1 过热蒸汽蒸汽是比较特殊的介质，一般情况下所说的蒸汽是指过热蒸汽。

过热蒸汽是由饱和蒸汽加热升温获得。

其中绝不含液滴或液雾，属于实际气体。

过热蒸汽的温度与压力参数是两个独立参数，其密度应由这两个参数决定。

过热蒸汽在经过长距离输送后，随着工况（如温度、压力）的变化，特别是在过热度不高的情况下，会因为热量损失温度降低而使其从过热状态进入饱和或过饱和状态，转变成为饱和蒸汽或带有水滴的过饱和蒸汽。

饱和蒸汽突然大幅度减压，液体出现绝热膨胀时也会转变成为过热蒸汽，这样就形成汽液两相流介质。

1.2 饱和蒸汽未经过热处理的蒸汽称为饱和蒸汽。

它是无色、无味、不能燃烧又无[wiki]腐蚀[/wiki]性的气体。

饱和蒸汽中液滴或液雾的含量反映了蒸汽的质量，一般用干度这一参数来表示。

蒸汽的干度是指单位体积饱和蒸汽中干蒸汽所占的百分数，以“x”表示。

(3) 准确计量饱和蒸汽流量比较困难，因为饱和蒸汽的干度难以保证，一般流量计都不能准确检测双相流体的流量，蒸汽压力波动将引起蒸汽密度的变化，流量计示值产生附加误差。

所以在蒸汽计量中，必须设法保持测量点处蒸汽的干度以满足要求，必要时还应采取补偿措施，实现准确的测量。

2、测量的分析目前使用流量仪表测量蒸汽流量，测量介质都是指单相的过热蒸汽或饱和蒸汽。

对于相流经常变化的蒸汽，肯定会存在测量不准确的问题。

这个问题的解决方法是保持蒸汽的过热度，尽量减少蒸汽的含水量，例如加强蒸汽管道的保温措施，减少蒸汽的压力损失等，以提高测量的准确度。

然而这些方法并不能彻底解决蒸汽流量测量不准确的问题，解决这一问题的根本办法是开发一种可测两相流动介质的流量仪表。

用于检测气体流量的流量计种类很多，以速度式和容积流量计应用最普遍，它们的共同特点是只能连续测定工况下的体积流量，而体积流量又是状态的函数，工作状态下的体积流量不能确切的表示实际流量，工程上一般都以标准状态体积流量或质量流量表示。

某核电厂主蒸汽系统差异分析

某核电厂主蒸汽系统差异分析
某核电厂的主蒸汽系统是核反应堆产生的热量转化为电能的重要装置，其性能和稳定性对整个厂区的运行都至关重要。

在不同的核电厂之间，主蒸汽系统可能存在一些差异，这些差异可能会导致系统性能的差异。

对某核电厂主蒸汽系统的差异进行分析，可以帮助了解蒸汽系统的特点和问题。

某核电厂主蒸汽系统与其他核电厂的主蒸汽系统相比，可能在设计参数上存在一定的差异。

某核电厂可能采用不同的蒸汽参数，如主蒸汽温度、压力等。

这些参数的差异可能导致蒸汽系统的效率和能量转化能力不同，从而影响核电厂的发电能力。

某核电厂的主蒸汽系统可能应用了一些新的技术和装置，以优化系统的性能。

可能引入了新型的蒸汽发生器，以提高热能的利用效率；可能采用了先进的控制系统和自动化技术，以提高系统的稳定性和可靠性。

这些新技术和装置的应用，可能使某核电厂的主蒸汽系统在性能和运行管理方面具有独特的优势。

对某核电厂主蒸汽系统差异的分析还需要考虑系统的运行情况和维护管理情况。

某核电厂可能有不同的运行模式和维护策略，这些策略可能对主蒸汽系统的性能和稳定性产生影响。

某核电厂可能进行了特殊的维护措施或改进工程，以提高系统的可靠性和运行效率。

对某核电厂主蒸汽系统差异的分析需要考虑参数、设备配置、技术装置和运行管理等方面的差异。

通过分析这些差异，可以了解和评估某核电厂主蒸汽系统的特点和问题，为提高蒸汽系统的性能和稳定性提供参考和指导。

某核电厂主蒸汽系统差异分析

某核电厂主蒸汽系统差异分析核电厂是一种通过核反应产生热能，再利用热能驱动蒸汽发电的设施。

核电厂的主蒸汽系统是核反应炉产生的热能转化成蒸汽，并驱动汽轮机发电的关键部分。

不同类型的核电厂由于反应堆的设计和使用不同，在主蒸汽系统中也存在差异。

本文将以某核电厂主蒸汽系统为例，进行系统的分析和比较。

某核电厂主蒸汽系统由核反应堆、蒸汽发生器、汽轮机和冷凝器等部分组成。

在核电厂的工作过程中，核反应堆中的核燃料发生裂变反应，释放出大量热能，然后通过蒸汽发生器将水转化为蒸汽，蒸汽再驱动汽轮机发电。

在这一过程中，主蒸汽系统起着关键的作用，直接影响着核电厂的发电效率和安全性。

某核电厂的核反应堆采用压水堆式反应堆。

压水堆式反应堆是目前商业核电厂中应用最多的反应堆类型之一，主要特点是反应堆中使用高纯度水作为冷却剂和减速剂。

辐射核素在其运行过程中产生的热能将水加热成蒸汽，然后通过蒸汽发生器将产生的蒸汽转化为动力能。

相比较而言，压水堆式反应堆的蒸汽发生器结构相对较为复杂，但其具有较高的安全性和可靠性。

与之相对应的是另一种常见的核反应堆类型——沸水堆式反应堆。

沸水堆式反应堆中，水既作为冷却剂和减速剂，也直接作为工质流入蒸汽发生器产生蒸汽，再驱动汽轮机发电。

沸水堆式反应堆相比较而言，系统简化，但由于工质与冷却剂一体，蒸汽中可能含有一定量的放射性物质，存在潜在的安全风险。

某核电厂的蒸汽发生器采用水-水热交换方式。

蒸汽发生器是核电厂主蒸汽系统中的关键组件，其作用是将通过反应堆加热的水转化为蒸汽。

某核电厂的蒸汽发生器采用水-水热交换方式，通过冷却剂循环冷却热交换管外的蒸汽器，将水加热为蒸汽。

这种方式相对于其他热交换方式来说，蒸汽发生器体积小，性能稳定可靠，但是也容易受到水质影响，需要严格的水质管理。

另一种常见的蒸汽发生器热交换方式是水-冷却剂热交换。

这种方式下，核反应堆通过加热冷却剂并不直接产生蒸汽，而是通过加热冷却剂，将其流入蒸汽发生器的另一侧，通过热交换将水加热为蒸汽。