压水堆核电站常规岛系统
核电站主要控制系统
核电站主要控制系统核电站主要控制系统作者：杜绍茂摘要：本文以压水堆核电站设备和系统为基础，介绍了核电站的生产过程、核岛部分的主要控制系统和常规岛的汽轮机控制系统。
提出了核电站汽轮发电机组与反应堆供汽系统的功率协调匹配是核电站控制的关键。
一、核电站的生产过程利用核能生产电能的电站称为核电站。
由于核反应堆的类型不同，核电站的系统和设备也不同。
下面以压水堆核电站为例简单介绍核电站生产过程。
压水堆核电站主要由压水反应堆、反应堆冷却剂系统（简称一回路）、蒸汽和动力转换系统（简称二回路）、循环水系统（简称三回路）、发电机和输配电系统及其辅助系统组成，压水堆核电站生产过程如图一所示。
通常将一回路及核岛辅助系统、专设安全设施和厂房称为核岛。
二回路及其辅助系统和厂房与常规火电厂系统和设备相似，称为常规岛。
电厂的其他部分，统称配套设施。
实质上，从生产的角度讲，核岛利用核能生产蒸汽，常规岛用蒸汽生产电能。
压水堆核电厂主要由上述一回路、二回路和三回路等三个回路组成。
一回路生产蒸汽，二回路和三回路将蒸汽的热能转换为推动汽轮发电机组转动的机械能。
反应堆冷却剂系统将堆芯核裂变放出的热能带出反应堆并传递给二回路系统以产生蒸汽。
通常把反应堆、反应堆冷却剂系统及其辅助系统合称为核供汽系统。
一回路内的高温高压含硼水，由反应堆主冷却剂泵输送，流经反应堆堆芯，吸收了堆芯核裂变放出的热能，再流进蒸汽发生器，通过蒸汽发生器传热管壁，将热能传给二回路蒸汽发生器给水，然后再被反应堆主冷却剂泵送入反应堆。
如此循环往复，构成封闭回路。
整个一回路系统设有一台稳压器，一回路系统的压力靠稳压器调节，保持稳定。
二回路系统由汽轮机发电机组、冷凝器、凝结水泵、给水加热器、除氧器、给水泵、蒸汽发生器、汽水分离再热器等设备组成。
蒸汽发生器的给水在蒸汽发生器吸收热量变成高压蒸汽，然后驱动汽轮发电机组发电，作功后的乏汽在冷凝器内冷凝成水，凝结水由凝结水泵输送，经低压加热器进入除氧器，除氧水由给水泵送入高压加热器加热后重新返回蒸汽发生器，如此形成热力循环。
压水堆核电站出力提升常规岛汽水系统可靠性分析报告
压水堆核电站出力提升常规岛汽水系统可靠性分析报告摘要：核电站设计额定负荷通常是一个较为保守的定值，本文主要根据常规岛汽水回路的主要系统关键参数论证百万级压水堆核电站最大出力提升至1180MWe的可行性。
主要从常规岛汽水回路的主要系统关键参数进行分析。
主要分析了凝结水系统，主给水系统，蒸汽旁路排放系统，汽水分离再热系统等参数变化前后是否仍然在设计范围内。
最后论证提升至1180MW是可行的。
关键字：出力提升常规岛承载能力可靠性1.概述1.1目的提示核电站的额定功率，在核电站系统可接受的情况下有利于提示核电站的年度发电量，有较一定的经济效应。
2.定义/缩写T-MCR工况：最大连续运行工况SCR工况：夏季出力工况VWO工况：汽机进汽调阀全开工况3.机组运行数据分析3.1T-MCR工况下机组实际参数根据某核电机组（A机组）商运至今实际运行参数及设计参数进行分析，选取（A机组）T-MCR工况下机组运行参数与设计值对比相关参数如表1：表1：某核电机组T-MCR工况下机组运行参数与设计值对比表通过对上述数据分析，发现该机组在冬季由于海水气温减低，机组背压相对低于设计值，反应堆功率热功率在此情况下仍有25.27-37.27MWe 的预量，因此提升机组出力具有一定的可行性。
3.2机组出力提升至边界值预测参数根据前期研究可知，核电机组由停机工况升功率到最大出力工况时，主蒸汽流量、主给水流量、凝结水流量等二回路汽水参数变化趋势均随电功率、核功率增加而线性增加，电功率、核功率稳定于某一点时，蒸汽流量、主给水流量、凝结水流量均稳定在一点波动运行，依据该现象可根据电动率、核功率边界限值预测出机组处力提升值目标值时主蒸汽流量、主给水流量、凝结水流量对应的参数。
1）核功率线性变化预测参数根据某核电机组（A机组）2月机组启动参数拟合生成曲线图：A机组核功率与电功率、主蒸汽流量、主给水流量、凝结水流量的曲线走势图。
通过生成曲线趋势分析，预测A机组核功率提升至边界值3060 MWe时，相对应的主蒸汽流量、主给水流量、凝结水流量分别为1710.971kg/s、1731.691kg/s、1093.16 kg/s。
核电厂常规岛气压供水系统启动优化技术分析
核电厂常规岛气压供水系统启动优化技术分析发布时间：2023-03-06T02:42:01.993Z 来源：《中国科技信息》2022年第10月19期作者：支磊涛[导读] 核电厂常规岛气压供水系统作为核电厂双机组公用系统，用于维持机组消防管网水压稳定支磊涛福建福清核电有限公司福建福清 350318摘要：核电厂常规岛气压供水系统作为核电厂双机组公用系统，用于维持机组消防管网水压稳定，在发生火灾的情况下，当消防管网中水压下降到一定值时，消防泵启动。
正常情况下，常规岛气压供水系统维持消防水管网的压力，维持管网压力处于1.12MPa.g左右。
在常规岛气压供水系统检修期间，其稳定消防管网压力稳定的功能将不可用。
本文分析了优化系统检修后启动方法，从而尽快恢复其消防管网稳压功能。
关键词：气压供水系统，压力稳定，启动优化；1.研究背景及意义核电厂配置了消防水分配系统，用于保障电厂各个厂房系统和设备的消防安全。
在日常期间，因执行消防相关系统的定期试验，消防管网边界微小的外漏，或雨淋阀停运和投运过程的消防水消耗，将导致消防水的少量流失，造成消防管网压力降低。
设计上，这种预期的少量消防水消耗，不应导致消防水泵频繁启动，而常规岛气压供水系统则补偿了这种少量消耗。
常规岛气压供水系统作为核电厂双机组公用系统，用于维持机组消防管网水压稳定，在发生火灾的情况下，当消防管网中水压下降到一定值时，消防泵启动。
正常情况下，常规岛气压供水系统维持消防水管网的压力，维持管网压力处于1.12MPa.g左右。
由于常规岛气压供水系统对于核电站消防的重要性，要尽量缩短全停检修工期和启动时间。
本文以某电厂双机组公用的常规岛气压供水系统检修后的快速启动经验为例，分析系统启动优化措施，减少系统的不可用时间。
2.常规岛气压供水系统组成1）气压罐气压罐共计四台，每一台气压罐都存在水空间和其空间，水空间体积大约4.5m3，因此四台气压罐能提供消防初期约18m3的有效水量，设计压力为1.6MPa。
压水堆核电厂：核岛系统(RCP)23页
安全阀整定压力：阀门 开启 关闭 RCP017VP 隔离阀 RCP018VP 隔离阀 RCP019VP 隔离阀 RCP020VP 保护阀 RCP021VP 保护阀 RCP022VP 保护阀 14.6 14.6 14.6 16.6 17.0 17.213.9 Mpa(abs) 13.9 Mpa(abs) 13.9 Mpa(abs) 16.0 Mpa(abs) 16.4 Mpa(abs) 16.6 Mpa(abs)（1）安全阀的结构稳压器安全阀是先导式阀门。
每一台安全阀由两个主要部分组成：阀门的先导部分和主阀部分。
如图1-30和1-31所示。
图 1-31 先导式安全阀运行原理主阀部分是一个液压启动阀，提供卸压功能。
它包括：1）一个装有喷嘴的下阀体，主阀瓣就座在喷嘴上。
2）一个装有活塞的上阀体，活塞使阀瓣压到喷嘴上，而且活塞的表面积比阀瓣的表面积大。
阀门的先导部分起压力传感和控制的作用。
它由受稳压器压力作用的活塞构成。
活塞自身又启动一根由一个调节弹簧定位的传动杆，而传动杆借助于一个凸轮启动两个先导阀盘R1和 R2。
阀门的先导部分与主阀部分及稳压器实体隔离。
它由脉冲及先导管线与稳压器和主阀连接，在稳压器与先导阀之间装有一个冷凝罐，保护先导阀不受高温蒸汽的影响。
在先导阀的底部装有一个电磁线圈，它直接作用在传动杆和凸轮上，而凸轮用于操纵两个脉冲阀。
这个电磁线圈提供一种使先导阀头直接卸压的方法，以便远距离手动强制开启阀门。
（2）安全阀运行原理当稳压器压力低于先导阀的整定压力时，先导阀的传动杆在上面位置，先导盘R1开启，使主阀活塞上部与稳压器接通，由于主阀活塞的表面积比阀瓣的大，因此安全阀关闭。
当稳压器压力升高时，它作用在先导活塞上，并且使先导传动杆向下，先导盘R1使主阀活塞与稳压器隔离，此时安全阀仍保持关闭。
当稳压器压力达到先导阀的整定压力时，先导传动杆进一步向下，先导盘R2开启，主阀活塞上部容纳的流体排出，作用在主阀阀瓣上的稳压器压力使安全阀开启。
压水堆核电厂
(2)反应性控制:反应堆冷却剂中溶有的硼酸 可吸收中子，因此通过调整硼溶度可控制 反应性。
▪ 循环水冷却回路：亦称三回路;其主要功用是向冷 凝器供给冷却水，确保汽轮机冷凝器的有效冷却。
▪ 电气系统：电气系统包括发电机、励磁机、主变 压器、厂用变压器等。
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核供汽系统：反应堆+反应堆冷却剂系统+辅助系统
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反应堆冷却剂系统Reactor Coolant System,RCP一回路Primary system
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核电厂选址应考虑的因素
从核安全的观点考虑,核电站的厂址选择必须 是保护公众和环境免受放射性事故所引起的过量 辐射影响; 要重点考虑：
➢ 可能发生的外部自然事件和人为事件对核电站的影响 ➢ 实施应急措施及有关外围地带的人口密度 分布及其他
特征
➢ 核电站正常的放射性物质释放等。
▪ 石墨
➢ 石墨吸收截面稍大于重水， 但价格便宜，又是耐高温 材料，可用于非氧化气氛的高温堆中。
▪ 铍、碳氢化合物等。
➢ 铍的慢化能力比石墨好，用它作慢化剂可缩小堆芯尺 寸，但铍有剧毒 、价格昂贵、易产生辐照肿胀，故使 用受到限制。
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反应堆
▪ 沸水堆Boiling Water Reactor;缩写为BWR
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(完整版)第三章压水堆核电站
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一、厂址选择
（3）水源和水文条件：一般要求百年一遇最 小流量也能满足电厂正常远行的要求。冷却
核岛：通常将一回路及核岛辅助系统、专设安全设 施和厂房称为核岛。压水堆核电站核岛中的四大部 件是蒸汽发生器、稳压器、主泵和堆芯。
常规岛：二回路及其辅助系统和厂房称之。
沸水堆核电厂原理图
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（1）一回路系统
压水堆核电厂反应堆冷却剂系统一般有二至四条并联 在反应堆压力容器上的封闭环路(见图)。
具体允许徘放量，需根据放射性物质的毒性、厂址的环境稀释 能力、居民点离电厂的距离和居民的饮食习惯来决定。
设计上要求核电厂在极限事故工况下的放射性物质释放量不应 达到对居民健康和安全造成超过我国国家核安全局关十核电厂 厂址选择所规定的严重危害后果的程度。
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一、厂址选择
2．厂址的自然条件和技术要求
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大亚湾核电厂的开式循环水系统
形式:为开式单元制系统。每台机组有2台容量为50％ 的循环水泵。它们对应于2条独立的系列A和B的循环 水回路。经循环水泵升压后，每个系列分成3条支路进 入3台凝汽器。图
每台凝汽器水室被分割为两个独立水室，每台水泵与3 台凝汽器的一半连接形成独立的回路。循环水离开凝 汽器后经6个循环水支管分别汇入A、B系列的排水渠， 每条排水渠有一个独立的虹吸井、，循环水经虹吸井 流入明渠归大海。
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一、厂址选择
1．核电厂放射性特性
反应堆燃料棒运行时的破损率、反应堆冷却剂系统的泄漏率和 放射性废物处理系统的净化能力等决定了电厂在正常运行时放 射性的排放量。
如果放射性废气排故量很大，电厂就不宜建在城镇居 民中心附近；如果废水放射性排故量很大，电厂废水 就不能直接向江河湖海中排放。
压水堆核电站控制(第一章)
反应性阶跃变化大小与反应堆周期的关系 压水堆动力学模型 华北电力大学核科学与工程学院
当反应性的变化ρ接近β时，由缓增变为陡增。对应反应堆周期 T=1/ ω 1急剧减小。
压水堆动力学模型 华北电力大学核科学与工程学院 反应性大阶跃变化下中子密度响应
当反应性变化大于β后，反应堆周期接近零，反应堆功率急 剧上升失去控制，出现“瞬发临界事故”。
华北电力大学核科学与工程学院 n/n0
瞬变项
华北电力大学核科学与工程学院 反应性小阶跃变化下中子密度响应 反应性扰动开始的瞬间,中子密度迅速增长决定于瞬发中子,反 应堆周期 ，这种现象称为瞬跳;很快缓发中子发挥作用, 按指数规律增长。
中子密度以反应堆周期
华北电力大学核科学与工程学院
压水堆动力学模型 华北电力大学核科学与工程学院 反应性大阶跃变化下中子密度响应 当反应性ρ为一个很大的阶跃扰动时，按上述类似方法可得：
华北电力大学核科学与工程学院 点堆动力学模型：把反应堆看成没有空间度量的一个“点”， 即反应堆内各点的中子通量密度只随时间变化，与空间位置 无关。 有效增殖系数Keff ：某一代参与裂变反应的中子数除以上 一代参与裂变反应的中子数。 中子一代时间(Neutron life time) l ：上一代中子产生数量 相同的下一代中子的所需的时间。 平均一代中子时间：一个中子由于裂变被另一个中子代替 的平均时间。 Λ =l/ Keff 反应性：表征链式反应介质或系统偏离临界程度的参数。
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压水堆动力学模型 华北电力大学核科学与工程学院 反应性小阶跃变化下中子密度响应
平衡点处： 缓发中子先驱核产生率＝ 缓发中子先驱核消失率
核电站简介和物项分级
到目前为止，核电站的燃料元件、泵、蒸汽发生器、稳压 器、压力容器的设计，正向标准化、系列化的方向发展。 核电站的研究工作，主要是为了进一步提高其安全性和经 济性。有关各国在这方面都有庞大的研究计划，并开展广 泛的国际合作。民用压水堆核电站从它诞生以后，一直是 最安全的工业部门之一，它已经成为一种成熟的堆型。
冷却剂从蒸汽发生器的管内流过后，经过一回路循环泵又 回到反应堆。一回路循环泵又称主泵。包括压力容器、蒸 汽发生器、泵、稳压器的整个系统，是一回路的压力边界。 它们都安置在如图4-6的安全壳内，称之为核岛。 蒸汽发生器内有很多管子（见图4-7）。管子外为二回路 的水。一回路的水流过蒸汽发生器管内时，将携带的热量 传给二回路里的水，从而使二回路水变成280℃左右、6～ 7MPa的高温蒸汽。所以在蒸汽发生器里，－回路与二回路 的水在互不接触的情况下，通过管壁发生了热交换。蒸汽 发生器是分隔并连结一、二回路的关键设备。从蒸汽发生 器出来的高温蒸汽，通过高压汽轮机后，一部分变成了水 滴。经过汽水分离器时水滴被分离出去，剩余的蒸汽进入 低压汽轮机继续膨胀，推动叶轮转动。。
反应堆堆芯
堆芯组成
堆芯由燃料组件、控制棒组件和堆芯相关组件等构成。 大亚湾核电厂堆芯由157个尺寸相同、截面为正方形的燃料组件排列 而成 初次（首炉）装料时，堆芯有三种不同富集度的燃料组件，并分区 布置，即：52个富集度为3.1%的燃料组件组成第3区，放在堆芯四周； 52个富集度为2.4%的燃料组件＼混合交错布置, 53个富集度为1.8%的燃料组件∕组成第2和第1区 (见图2 堆芯 燃料组件布置)
容器内径/mm 法兰外径/mm 进、出口接管之间的最大距离/mm 法兰到底封头全高/mm
3989 4674 6378 10335 13208
核电站常规岛支持系统
常规岛电气系统
2、380VAC系统 • 包括LKF、LKP、LKQ、LKR、LKT、LKU、 LLP等母线。 • 为常规岛的泵、风机、电机、控制柜等供 电。
常规岛电气系统
3、220VAC不间断电源 • 包括LNQ和LNR。
• 3号、4号机组设置了一台逆变器、一台整流器（充电器） 和一台旁路变压器。整流器的电源有两个，一路为 LAB220V直流电源，另一路为LLP经过充电器直接供应。 旁路变压器和逆变器之间实现快速的切换。 • 正常运行时主要负荷电流通过充电器向逆变器供电，逆变 后形成符合要求的220V交流控制电源，充电器故障情况 下从LAB220V直流向逆变器提供电源，LAB系统带有蓄电 池。逆变器故障情况下通过静态开关切换到旁路变压器供 电，确保负荷的不间断供电。向旁路的切换可以手动切换， 也可以实现自动切换。
系统运行方式
• • 机组异常时的响应（一台功率运行机组的VVP突然失去时） 如果此前8SVA不是由发生异常的机组供汽，则无立即进行的操作， 只是稍后异常机组轴封切辅助蒸汽时需要先关闭异常机组的105VV， 然后开启故障机组的103VV，运行机组的辅助蒸汽供应负荷增加，需 注意核功率变化；故障机组可以将轴封切换到辅助蒸汽供汽。 如果此前8SVA由发生异常的机组供汽，则8SVA的负荷会短时中断， 需切换至运行机组供汽，应先关闭故障机组的105VV,然后开启正常 机组的103VV(故障机组的103VV事先在开启状态)，且切换后需注意 运行机组的核功率可能变化较大；同时核岛辅助蒸汽的熟水也要切换 到正常机组。 若3号、4号机组只有一台机组在运行，若运行机组发生故障，则需 要从1号、2号机组引入辅助蒸汽，开启8SVA101VV，1号、2号机组 或者通过提升1号、2号机组的STR出力，或者启动电锅炉向3号、4 号机组供应辅助蒸汽。若通过1号、2号机组的STR向3号、4号机组 供辅助蒸汽，则应注意控制1号、2号机组的核功率。3号、4号机的 核岛辅助蒸汽冷凝水切换到地沟。
压水堆控制概述
压水堆控制概述压水堆核电站控制概述§1.1压水堆核电站及流程图压水堆核电站主要是由反应堆、一回路系统、二回路系统及其它辅助系统和设备组成。
由于压水堆核电站中具有放射性的一回路与不带放射性的二回路系统是相分开的，所以通常又把压水堆核电站分为核岛和常规岛两大部分，如图1－1所示。
核岛是指核的系统和设备部分；常规岛是指那些和常规火电厂相似的系统和设备部分。
压水堆结构如图1－2所示，堆芯由157个燃料组件组成，燃料在4Z r合金制成的包壳内，燃料用低浓缩235U制成，形状是小圆柱体，由氧化铀烧结而成。
使用普通水作冷却剂和慢化剂，压力约为15.5MPa，核反应是通过移动插入在堆内的53个控制棒束组件以及调节慢化剂中的硼酸浓度来控制的。
图1－1 压水堆核电站的组成压水堆核电站工艺流程如图1－3所示。
一回路冷却剂水在三个冷却回路中循环，将堆芯的热量带到三个蒸汽发生器。
冷却剂的循环靠冷却剂泵（主泵）来完成。
一台稳压器使一回路的压力维持恒定。
在蒸汽发生器中，热量是通过蒸汽发生器管壁从一回路传到二回路，使进入蒸汽发生器的水在5.8MPa压力下汽化，产生的蒸汽送到汽轮机，汽轮机带动发电机组发电，最终把核能转化为电能。
再通过26kv/400kv(香港)或26kv/500kv(广东)变压器变电压送到枢纽变电站进入电网。
由汽轮机排出的蒸汽经过冷凝器后，由给水泵打入给水加热器加热，最后回到蒸汽发生器二次侧再被一次侧冷却剂加热完成一次循环。
1图1－2 压水堆本体结构图2图1－3 压水堆核电站工艺流程图§1.2压水堆核电站控制系统压水堆核电站控制系统如图1－4所示，主要包括：·反应堆冷却剂平均温度(R棒组)控制系统；·反应堆功率(N1、N2、G1、G2棒组)控制系统；·硼酸浓度控制系统(属反应堆辅助系统—化学与容积控制系统)；·稳压器压力和水位控制系统；·蒸汽发生器水位控制系统；·大气蒸汽排放控制系统；·汽机调节(负荷控制)系统；·冷凝器蒸汽排放控制系统；·给水流量控制系统；·汽动泵速度控制系统；·电动泵速度控制系统；·发电机电压控制系统等。
核电厂水化学 压水堆核电站主设备及辅助系统
（1） 安全壳 Containment
• 名称
– 安全壳 Containment – 反应堆厂房 Reactor Building – 核岛 Nuclear Island – 一号厂房 No.1 Building
– 内设置有直径为10米的设备闸门和一个联接辅助厂房的人员闸门 – 顶部设置有起吊能力为250－300t的环形吊车
秦山核电三期
秦山核电二期
压水堆安全壳
环形吊 车 蒸发器
压力容器
在安全壳内，除环吊、安全壳地坑外，主
要有：
• 压力容器 Pressure Vessel, Reactor Vessel • 主泵，冷却剂泵 Main Pump，Reactor
• 安置堆芯，构成主系统的压力边界。 • 放射性的第三道屏障：以一次冷却剂系统的压力边界作为防止 放射性物质向外释放的一道重要屏障。 • 在核电厂正常运行期间，由反应堆冷却剂冷却堆芯，同时导出 堆芯产生的热量，通过蒸汽发生器加热二回路侧水产生蒸汽发电； 在其它工况下为堆芯提供冷却条件（见余热排出系统、安全注射 系统）。即将核燃料在反应堆中释放出的热能传输至蒸汽发生器 产生蒸汽，以便最终用于电力生产，同时保证反应堆的安全。 • 控制裂变链式反应：冷却剂兼作慢化剂和反射层，控制一次冷 却剂中的硼含量以补偿和控制反应性。
– 安全壳系统 Contaiment System – 安全壳喷淋系统 Contaiment Spray System
• 总之，压水堆核电站由两个回路组成。 • 第一回路一般包括2~4个平行的、封闭的冷
却分环路。每一个分环路由一台蒸汽发生器，一
台或两台主循环泵及相应的管道组成。
AP1000核电站常规岛简介
3.3 设备描述
MSR有三部分组成 • MSR壳体—水平圆筒，球形焊接封头 • 两级再热器—由一级再热器管束和二级再 热器管束组成，以加热蒸汽 • 汽水分离器—由四排波纹板组成，以去除 高压缸排汽的水分
工作过程 • 湿蒸汽从MSR壳体底部的入口接管进入 MSR，先至半圆形的冲击盘，再至集管盘， 被分布于壳体内。 • 当分布开的蒸汽进入波纹板组件，水分被 分离出来并以疏水的形式排走。通过汽水 分离器后，蒸汽接近于干蒸汽，并向上进 入再热器管束 ，再热器管束入口的蒸汽湿 度不超过0.25% 。
1.1 二回路热力循环描述
• 正常工况下，一回路主冷却剂通过强迫循环流过 蒸汽发生器，在蒸汽发生器中由于一回路冷却剂 与二回路给水存在很大的温差，发生热交换，将 给水加热蒸发产生饱和蒸汽。如图7.1.1所示，蒸 汽通过主蒸汽系统供应到汽轮机高压缸（HP）膨 胀做功，做功后的高压缸排汽通过两个汽水分离 再热器（MSR）之后再流入三个低压缸（LP）继 续膨胀做功。MSR去除高压缸排汽中所含的水分， 并通过两级再热器对它进行再热到过热状态，这 样既改善了汽轮机低压缸末级叶片的工作环境， 同时也提高了机组的热效率。通过LP做功的乏汽 流入主冷凝器进行冷凝，
1.4 BOP简述
• BOP即balance of plant，是核电厂的配套设施。 除盐水处理系统对水进行除盐处理后输送至除盐 水储存和分配系统。除盐水储存和分配系统储存 除盐水，对除盐水进行除氧，供给凝结水储存箱， 执行全厂的除盐水分配。辅助蒸汽系统提供电厂 启动、停堆和正常运行期间所需的辅助蒸汽。循 环水系统中的海水将热力循环中无法使用的热量 及常规岛各系统和部件产生的废热最终排向大海。 BOP相关系统也为备用柴油机提供燃油，为电厂 提供消防水和氢气、二氧化碳及氮气等气体。总 之，BOP各系统的正常运行是核电厂各系统能够 正常运行的前提条件。
压水堆核电站水化学
压水 堆核 电站 二回 路 火力 发电 机组
期望 值 限值
<0.5
<3
9.4~ 9.7 9.1~ 9.8
视具体情况确定
期望 值 标准 值 SC<60 9.0~ 9.5 ≤200 * ≤500 *
与火力发电机组水汽质量的对比
蒸汽质量的对比
CC µs/cm 压水堆核电 站二回路 期望值 <0.2 Na+ µg/kg <0.2 Clµg/kg 溶解SiO2 µg/kg 总铁 µg/kg <10
分析频率
连续
连续
连续
1次/周
压水堆核电站二回路水化学
凝结水（未处理的）化学规范
参数 <5 <12 <20 溶解氧 µg/ kg <100 CC µs/cm <0.2 <0.5 Na µg/ kg <1 <5
期望值
限值
分析频率
连续 P≧40% 时
连续 P<40% 时
连续
连续
连续
备注
热停堆或 热不用
压水堆核电站二回路水化学
限值
<10 ≤0.3 ≤5
<30
<20
火力发电机 组
期望值
标准值
≤0.3
≤ 10
≤20
与火力发电机组水汽质量的对比
凝结水处理混床出水质量的对比
CC µs/cm 压水堆 核电站 二回路 期望值 <0.08 Na+ µg/kg <0.1 溶解 SiO2 µg/kg <2.0 Clµg/kg <0.1 SO42µg/kg <0.2 悬浮固 体去除 率 ≥90%
压水堆核电站一回路水化学
900MW压水堆核电站系统和设备运行教程
电动主给水泵 系统（APA）
--保持SG水位的必要性 --SG的给水 --SG的排污7—46.7T/H
一回路水入口
排污
一回路水出口
蒸 汽 发 生 器 主 要 参 数
参数
资料仅供数参考 值
一次侧: 设计压力
17.2 MPa(abs)
设计温度
343 ℃
运行压力
15.5 MPa(abs)
反应堆冷却剂温度（最佳估算）
冷却剂在堆芯的流动 资料仅供参考
--总流量 48580m3/h ； --总流量的6.5% 的旁通流量； --堆芯的压头损 失1.5bar，压力 容器的压头损失 3bar；
压 力 容 器 泄 漏 的 探 测
--瞬态允许〈20L/H；
资料仅供参考
--探测泄漏的两种方法，
温度计和水位计。
内密封环
外密封环
虑
每一台饱和式蒸汽发生器按照满负荷运行时传
递二分之一的反应堆热功率设计。
自
然
循
环
给水
原
理 冷水柱
图
资料仅供参考
二回路蒸汽 集水箱
水-汽混合物
一回路水 热源 热水柱
资料仅供参考
设 备 描 述
SG 水 位 调 节
资料仅供参考
蒸汽出口
水位 调节
水位 测量
给 水 流 量 蒸汽流量信
信号
号
给水
给水流量控制 系统（ARE）
资料仅供参考
设备描述
资料仅供参考
压 力 容 器
压水堆纵剖面
资料仅供参考
--1个排气孔640VP --30支热电偶 --33束控制棒 --56根紧固螺栓 --121组燃料组件 --38个堆内核测通道
压水堆核电站系统与设备运行教程
系
在压水反应堆内，水作为冷却剂又兼作中子 慢化剂，使裂变反应产生的快中子减速到热
统
中子能量；
的
反应堆冷却剂中溶有硼酸，可以补偿氙瞬态 效应和燃耗引起的反应性变化；
功
系统内的稳压器可用于控制冷却剂压力，以 防止堆芯内产生不利于传热的偏离泡核沸腾
化，要选用具有高机械强度和在强中子辐
照下不易脆化的材料。
设备描述
压 力 容 器
压水堆纵剖面
--1个排气孔640VP --30支热电偶 --33束控制棒 --56根紧固螺栓 --121组燃料组件 --38个堆内核测通道
热工设计 292.8℃ 327.2℃
名义 293.4℃ 326.6℃ 310.0℃ 290.8℃
第二节
反应堆压力容 器及堆内构件
压 力 容 器 剖 面 图
压力容器及其顶盖整体有三个基本作用：
1. 作为包容反应堆堆芯的容器，起着固定和支撑堆
内构件的作用，保证燃料组件按一定的间距在堆
作
芯内的支撑与定位。
RIS 安全注入系统 REN 核取样系统 RPE 核岛排气和疏水系统
REA 反应堆硼和水补给系统 RAZ 核岛氮气分配系统 RRI 设备冷却水系统 SAR 仪表用压缩空气分配系统 PTR 反应堆换料水池和乏燃料水池冷却和处理系统
系 统 特 性 参 数 表
主要参数
堆芯额定热功率
系统额定热功率
设计压力
基
常运行时，主系统升降温28 ℃/h ， PZR为56℃/h 。
准
整个RCP的设计遵照有关文件的规定，在核电 厂正常或事故工况下运行时，由温度、压力、 流量变化引起的机械应力不得超过限值，以确 保反应堆冷却剂系统压力边界的完整性。
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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
• 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。
压水堆核电站常规岛系统
核工业第四研究设计院
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
• （3）燃料运输
电站类型 燃料消耗量 燃料运输量 备注 火电 100 万千瓦 每年燃煤 350 万吨 每天一艘万吨轮 核电 100 万千瓦 首次装 UO2 80 吨 每年 27 吨 以每年换料 1/3 计
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
电站类型 常规火电厂 压水堆核电站
蒸汽产生系统 锅 炉 反应堆+蒸发器
电力生产系统 汽轮机+发电机 汽轮机+发电机ຫໍສະໝຸດ 、系统简介• （2）新蒸汽参数
电站类型 新蒸汽压力（MPa） 新蒸汽温度（℃） 火电 20 万千瓦 13 535 核电 100 万千瓦 6.4 279
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
• 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
热力系统主要特征
名 机组额定功率 主蒸汽压力（主汽门前） 主蒸汽温度（主蒸汽门前） 主蒸汽湿度（主蒸汽门前） 凝汽器压力（绝对） 主给水温度（蒸发器入口） 蒸汽流量（主汽门入口） 高压缸排汽压力 汽轮机型式 回热系统 除氧器型式 给水泵型式 机组额定热效率 热耗率 称 秦山二期（2x600MW） 643.204MW 6.41MPa 279.9℃ 0.5% 0.005MPa 230.5℃ 3696t/h 1.108MPa 单轴 4 缸 6 排汽，汽 水分离两级再热 3 高 3 低 1 除氧 喷雾淋水盘式 电动变速离心泵 33% 10650kj/kw·h 大亚湾（2x900MW） 983.8MW 6.63MPa 283℃ 0.48% 0.0075MPa 226℃ 5517t/h 0.783MPa 单轴 4 缸 6 排汽，汽水 分离两级再热 2 高 4 低 1 除氧 喷雾淋水盘式 电动、汽动变速离心泵 33.9% 10629kj/kw·h