某核电厂主蒸汽系统差异分析
核电站与火电厂汽轮机参数及热力系统的比较分析
析 了在 汽轮机设计及结构上 ，如气缸设置、级 效率 、末级 叶片长度和通流部分冲蚀等 的不 同点 。并分析 比较了核 电站与火 电厂各 自的热力系统 ，且归纳出不同点 ，提 出了在借鉴常规火 电热力系统计算时存在的难点 ，结合火 电厂热经济性 指标 给
出核 电站发 电能力评价指标 。为提高核 电汽轮机运行效率及核 电厂发 电效率提供借鉴 。 关键词 ： 电站 ； 电厂 ； 核 火 汽轮机 ； 热力系统 ； 电效率 发 基金项 目 ： 本文系国家 “ ７ ”计 划项 目 （ 目编号 ： ０ ７ Ｂ ０ ８ ０ ，横向研究课题 的研究成果 。 ９３ 项 ２０ Ｃ ２９０）
从 能量 转 化 角度 看 ，核 电站 与火 电厂都 是 将 热 能转 图 １ 图 ２所示 ，图 １ 、 中的 （—４ — １ ３ ～５ ）阶段 ，为冷却剂 换成 电能 ， 核 电站 是利用反 应堆所产生 的核裂变 能产生 吸热 阶段 ， 与图 ２中火 电厂工质的吸热阶段 （—４ —６ 但 它 ３ —５ ） 热 能，这 点与 火 电厂 的 锅炉 不 同。 核 电站 一 回路 维持 约 相 同 。 １ＭＰ ６ ａ的压 力 ， 反应堆出 口冷却剂温度通常 不超 过 ３ ０ ３ ℃， 核 电二 回路 的主蒸 汽从蒸汽发生器 出来后是饱和蒸汽 ， １ ，到 在这样 的冷却剂温度下 ， 在蒸汽发生器 中产生压力约 ６ ａ 没有过热阶段 ，饱 和蒸汽在 高压 缸中做功 （一ａ线段 ） ＭＰ 的饱和蒸汽 。而 火 电厂 中的锅炉则 是在过热器 中加 热主 蒸 汽水分离再 热器 （—ｄ线段 ） ａ ，然后进行 再热 （—ｂ线段 ） ｄ ， 汽的，蒸汽都处于过热状态 ，温度达 ５ ０ ， ４ ℃ 其压力更是高 最后 主蒸 汽再到低压缸做功 （ 一２ ） ｂ 段 。
核电厂主蒸汽管路压力差异影响蒸汽疏水系统流动性能的数值研究
核电厂主蒸汽管路压力差异影响蒸汽疏水系统流动性能的数值研究郭新刚【摘要】核电厂主蒸汽管路中由于压差的存在将导致某些管道中可能会存积凝结水,这将对管道产生冲击力,甚至产生严重的后果.本文针对某核电站主蒸汽管路疏水系统进行了数值研究,通过分析不同背压下管路内部的流动状态,探究管路中压差对蒸汽输水系统流动性能的影响程度及作用机理,研究结果表明:排气管路出口背压较低时,管路内部流动流畅,但当出口背压较大时,入口压力较低的管道发生阻塞,该管路中出现凝结水积存现象,使得蒸汽输水系统流动性能恶化.【期刊名称】《节能技术》【年(卷),期】2016(034)005【总页数】5页(P465-469)【关键词】蒸汽疏水系统;压力差异;流动阻塞;凝结水积存;数值模拟【作者】郭新刚【作者单位】辽宁红沿河核电有限公司,辽宁大连116319【正文语种】中文【中图分类】TL353.13汽轮机组在停机，启动和变工况条件下运行时，蒸汽与汽轮机本体和相应的蒸汽管路相接触，蒸汽由此被冷却，当其温度低于与蒸汽压力相对应的饱和温度时蒸汽凝结，若凝结的水未被及时排出，凝结水便会存积在某些管路中，这些存积的水由于在运行时与蒸汽的密度、流速均不同，管道阻力也不同，这些积水容易对管道产生冲击，造成严重的后果。
但现代蒸汽轮机机组却普遍存在这管路积水的问题，这一问题急待解决。
蒸汽回收水系统对于管路积水问题存在一定的影响。
白瑛华等[1]对蒸汽系统水击、非凝结性气体不能排除、气阻及疏水阀的选型安装等问题的解决办法进行了探讨，发现有效改善回收水系统可以达到余热利用，节约能源，保护环境，降低生产成本的目的。
蒸汽回收系统中疏水阀起到了关键的作用。
赵亮等[2]指出了蒸汽疏水阀大部分不能正常发挥作用的原因，并提出对疏水阀制造、使用进行监管的模式和建议。
在现实的蒸汽管路中，一般不能完整的监视其内部的流动，因此考虑数值模拟的方法对蒸汽管路内部流动状态模拟。
世界上最早的关于管路的数值模拟计算是在20世纪70年代开始的，Ciurli[3]对地热场的蒸汽管路进行了数值模拟研究，计算了蒸汽的流动特性、温度和压力分布、沿程热量损失、质量和能量流率等，通过模拟支路管路的流动和热力状态来确定新的蒸汽管路的结构和形式。
核电站与火电站水蒸气参数、汽轮机差异共26页文档
36、“不可能”这个字(法语是一个字 )，只 在愚人 的字典 中找得 到。--拿 破仑。 37、不要生气要争气，不要看破要突 破，不 要嫉妒 要欣赏 ，不要 托延要 积极， 不要心 动要行 动。 38、勤奋，机会，乐观是成功的三要 素。(注 意：传 统观念 认为勤 奋和机 会是成 功的要 素，但 是经过 统计学 和成功 人士的 分析得 出，乐 观是成 功的第 三要素 。
39、没有不老的誓言，没有不变的承 诺，踏 上旅途 ，义无 反顾。 40、对时间的价值没有没有深切认识 的人， 决不会 坚韧勤 勉。
66、节制使快乐增加并使享受加强。 —泰洛齐 68、决定一个人的一生，以及整个命运 的，只 是一瞬 之间。 ——歌 德 69、懒人无法享受休息之乐。——拉布 克 70、浪费时间是一桩大罪过。——卢梭
核电厂蒸汽转换系统给水泵振动问题分析
2016 NO.06SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION动力与电气工程核电厂设置蒸汽转换系统将主蒸汽系统的部分蒸汽转化为1.2MPa,188℃的低压蒸汽,供给核岛和常规岛系统和设备使用。
某核电的2号机蒸汽转换系统(STR系统)2号给水泵(设备编号:2STR002PO)在2013年11月份开始运行,2015年9月初发现电机非驱动端水平向振动值达3.1mm/s,超过报警值2.8mm/s。
而1号机蒸汽转换系统(S T R系统)2号给水泵(设备编号:1STR002PO)的振动健康状态也不理想,在维修处理后3个月左右振动值发展变大到报警值以上。
1STR002PO泵的依照振动故障模式,分别进行过更换泵驱动端轴承、重新进行联轴器对中、调整电机地脚螺栓等处理,但振动幅值随运行时间缓慢上升的问题在之前的处理方案中没能消除。
为解决2STR002PO的振动问题,技术人员针对该问题开拓思路进行系列的试验和分析,逐一验证可能的振动故障模式,最终确定了主要原因,成功处理了该问题。
1 蒸汽转换系统给水泵设备信息简介2STR002PO泵为上海阿波罗机械股份有限公司生产,型号:AHD40-90×2,卧式、单级、单吸离心泵;额定流量:42.13m 3/h;额定扬程:177m;额定转速:2955rpm。
电机为佳木斯电机厂生产,型号:HY225M-2/45kW;电机轴承型号:SKF 6313/C3。
基础为上海阿波罗机械股份有限公司提供的泵和电机公用台板底座。
振动限值标准为:电机:振动报警值2.8mm/s;停机值4.5mm/s;泵:振动报警值4.5mm/s;停机值7.1mm/s。
2 2STR002PO 泵振动不合格的问题某核电厂在对设备的定期振动监测试验中发现2号机蒸汽转换系统2号给水泵(2STR002PO)振动值超过报警值,各测点振动值如表1所示。
从表中数据可以看到在电机驱动端和非驱动端水平向振动值高,超出了报警值2.8mm/s,该测点的垂直向和轴向幅值降低;其他测点各方向幅值均不高,表征该振动特征与电机水平向的机械结构特征有关。
核电厂主给水及主蒸汽隔离阀调试浅析
３ ４ ． ４ ７ ５ ＭＰ ａ ， 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 ３ ４ ． ４ ７ ５ ＭＰ ａ ， 启泵 定值为 ２ ６ ． ２ ０ １ ＭＰ ａ ， 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
核电站主蒸汽系统
核电站主蒸汽系统
▪ 正常运行过程中的疏水主要由管道中蒸汽冷凝或蒸 汽的湿度产生。影响系统中形成疏水和各疏水集管 中的疏水量的因素包括以下几项：
• 保温效率 • 系统压降，随着机组的老化而增加 • 汽轮机中的机械和热力性能降低，随着设备的老化
核电站主蒸汽系统
1.2 系统描述
▪ 主蒸汽系统主要由管道、阀门和相关仪表 组成。主蒸汽系统管道和部件主要布置于 汽机房内，包括从蒸汽发生器出口到主汽 阀之间的主蒸汽管道以及与连接到汽轮机 上的主蒸汽管道相连的设备和管道。
核电站主蒸汽系统
主蒸汽系统参数
名称 主蒸汽额定流量 主蒸汽压力／温度 汽机旁路额定流量 MSR壳侧额定流量(冷再热) MSR再热器管侧额定流量 至汽机轴封主蒸汽流量 至VYS的主蒸汽流量 至7号加热器的抽汽量 管道设计压力／温度
核电站主蒸汽系统
1.4 仪表和控制
1）疏水集管液位计
▪ 在主蒸汽和抽汽疏水集管上配备液位测量仪表。对于各 疏水集管，一个水位通道提供输入信号用于控制、报警 和指示。安装在疏水集管上的一只水位变送器提供水位 控制，用于排除来自该疏水集管的凝结水并通过降低汽 机进水的可能性来支持电站运行。各水位变送器的量程 涵盖相关疏水集管正常的水位控制范围。
至6号加热器的抽汽量 管道设计压力／温度
至5号除氧器的抽汽量 管道设计压力／温度
参数 6799t/h 5.38MPa/268.6℃ 2719.6t/h 4510.7t/h 324.5 t/h (一级)/182.7 t/h (二级) 13.4 t/h 待定 390.96 t/h 3.134MPa/238℃ 333.33 t/h 1.847MPa/211℃ 420.859 t/h 核电站主1蒸.0汽6系2M统 Pa
两种核电站主蒸汽安全阀对比分析
为保证蒸汽发生 器和主蒸汽管线超压保护 的安
全 ，主蒸汽安全 阀的定值 要准确 ，精度高 ，既要防止安 全 阀的误开 、提前开 ，同时要防止卡开和不 回座 ，安全 阀的不 回座直接等于二 回路的大破 口事故 ，因此主蒸 汽
安全阀必须要有可靠的开启和关闭功能。同时主蒸汽安 全阀必须满足高可靠性的要求，每个组成模块应具有高 可靠性，还需要采用冗余设计。安全阀数量的设置必须 考虑互为冗余，防止个别安全阀故障后总的排放量不满
压 水堆 核 电站主 蒸汽 系统 是 电站最 重要 的 系统之
一
，
它承担着将一回路反应堆裂变产生的热量传递到二
回路的重要任务，将核岛内蒸汽发生器产生的高温高压 饱和蒸汽送入常规岛驱动汽轮机带动发电机产生电力。 因此，主蒸汽系统的安全可靠直接关系到压水堆核电机 组的安全和运行效率。压水堆核电站主蒸汽系统设计压 力一般为７ ＭＰ ，设计温度为３０ ． ａ ８ ０￣ Ｃ，主蒸汽系统正常 运行时介质为饱和蒸汽，蒸汽温度一般为２０ ８￣ Ｃ，正常
维普资讯
两种核电 站 主蒸汽安全阀对
江苏核 电有 限公 司静机科 科长 周兴强
一
、
前言
时要求 主蒸 汽安全阀设置足够 的数量 ， 安全 阀总的排 放 能力必须满 足事 故工况下能将对应 的蒸汽发生 器产生 的 所有蒸汽排放 到大气 ，防止系统或管线超压 。
高，制造难度大 ，质量保证要求高的安全阀。主蒸汽安 全阀开发设计时的样机必须经过各种工况的鉴定 （ 包括
抗震鉴定 ， 化试 验、循环 寿命试验 、饱和 蒸汽和汽水 老
两相流等工况下鉴定试验），并经过实际运行工况的试
验和考验 合格后才 能用 于核 电站 。
二，两种结 ８ ． ． ． 阀瓣 ９反作用环 １ ． ． Ｏ 调节环 １阀 座 １ 阀 体 １ ２
CAP1400与其他核电厂的蒸汽发生器对比分析
CAP1400与其他核电厂的蒸汽发生器对比分析摘要：通过对比分析CAP1400蒸汽发生器和国际上其他核电站蒸汽发生器，从结构、运行参数等方面分析了各系统之间的差异。
指出了CAP1400蒸汽发生器的优缺点，它占地面积小，但水位控制较差。
每台蒸汽发生器连接两个屏蔽泵。
在运行参数上显示出换热面积更大，从而产生小的热应力。
在工作性能上显示出U形管换热性能好，抗振动性好的特点，能够满足高功率核电站设备要求。
关键词：核电站；蒸汽发生器；CAP1400蒸汽发生器引言：自1954年6月27日前苏联建设的第一台核电站——奥布灵斯克核电站起，国际上的核电站已经发展了几十年。
核电的技术也不断在变化发展着。
作为大多数核电站堆芯的一、二回路的枢纽，蒸汽发生器也发展为各种形式。
它主要的作用是将一回路冷却剂中的热量传递给二回路给水，使之产生蒸汽来驱动汽轮发电机组发电。
本文介绍各种堆芯与三代堆的主蒸汽发生器进行对比分析，指出CAP1400蒸汽发生器设计的发展和自有的特点，同时为下一代蒸汽发生器的设计提供参考。
1 各电厂的蒸汽发生器1.1 切尔诺贝利石墨堆对于第一次重大核事故的切尔诺贝利核电站，它是石墨堆，在石墨堆型中，堆芯的水直接进入汽轮机，所以没有真正意义上的蒸汽发生器。
它的传热在堆芯中完成，汽水分离在汽水分离包中实现。
该种堆芯优点是由于没有一、二回路，热量损失小，传热效率高。
缺点是有放射性的水直接进入汽轮机，如果汽轮机显露，则放射性可能直接泄露出来。
且汽轮机大修时，放射性水平较高。
同时对外部环境的放射性也较高。
从经济的角度上来看是较好的，从安全角度上来说是较差的。
1.2 大亚湾蒸汽发生器大亚湾核电站是国内典型的核电站，它的蒸汽发生器由带有内置式汽水分离设备的立式筒体和倒置式U形管束组成，一回路的每一个环路有一台蒸汽发生器，它是垂直布置的、自然循环的管式汽化装置。
主蒸汽发生器参数：总高度20．8m，上筒体外径6．2m，下筒体外径4．8m，一回路压力15．5MPa，二回路压力6.89MPa，冷却剂进口温度327．6℃，冷却剂出口温度292．4℃，总传热面积5429m2，换热管数目4474根。
核电厂蒸汽排放系统安全性分析及改进
核电厂蒸汽排放系统安全性分析及改进随着全球对清洁能源的需求不断增加，核能成为了一种备受关注的清洁能源。
核电厂作为核能发电的重要设施之一，在提供可靠电力的同时，其安全性也备受关注。
其中，蒸汽排放系统是核电厂中非常重要的一部分，其安全运行直接影响着核电厂的运行安全和工作效率。
蒸汽排放系统包含了一系列关键部件，如排放管、排放阀、蒸汽疏水器、蒸汽泵、蒸汽疏水系统等。
这些部件的安全性能对核电厂的运行安全和发电效率有着至关重要的影响。
本文将对核电厂蒸汽排放系统的安全性进行分析，并提出改进的方法。
一、核电厂蒸汽排放系统安全性分析1. 环境因素环境因素是影响蒸汽排放系统安全性的重要因素之一。
核电厂的蒸汽排放系统经常受到高温高压、腐蚀等外部环境的影响，如果不能及时进行维护和检修，会对系统的安全性造成很大的威胁。
2. 设备因素蒸汽排放系统由多个设备组成，其中任何一个设备的故障都可能导致整个系统的故障。
例如，排放管道老化、排放阀门失灵等都会对蒸汽排放系统的运行产生安全隐患，这需要对设备进行定期的检测和维护。
3. 操作因素蒸汽排放系统的操作人员要具备丰富的操作经验和技术能力，熟悉系统的各个环节和流程，避免操作不当对系统安全造成影响。
此外，操作人员应当遵循严格的操作规程和安全标准，确保系统的正常运行。
二、核电厂蒸汽排放系统改进方法1.加强设备的检测和维护核电厂应该建立完整的设备管理制度，对蒸汽排放系统的各个部件进行定期的检测和维护，及时发现设备故障，避免出现安全隐患。
此外，还应对设备进行升级和改造，提高其适应性和安全性能。
2. 建立完善的安全管理制度核电厂应建立完善的安全管理制度，制定相关的安全措施和标准，对蒸汽排放系统的操作人员进行培训和技术提升，加强对系统的管理和监控。
此外，还应建立严格的应急预案，提前制定对各种事故的应对措施。
3.采用先进的技术手段采用先进的技术手段，如物联网、大数据、人工智能等，对核电厂的蒸汽排放系统进行智能化管理，实现监测、控制、调度等多种功能。
核电厂主蒸汽隔离阀房间通风系统优化分析
核电厂主蒸汽隔离阀房间通风系统优化分析摘要：在社会不断发展的当下，核电对社会的重要性日渐凸显，为社会各个领域带来了基础能源保障。
核电厂在生产作业的过程中，存在较大危险。
因为核电厂作业生产的空间相对密闭，相比其他电力工程来说，更加具备复杂性与危险性。
本文将针对核电厂主蒸汽隔离阀房间温度过高问题进行详细分析，结合实际情况设计出了通风系统，优化了核电厂生产环境。
关键词：核电厂；蒸汽隔离阀；通风系统核电站是将核能转化为热能，借助供气轮机蒸汽带动发电机，来实现电能转化。
核电厂的发电原理便是将核反应堆代替火电站的锅炉，以核燃料在核反应堆当中产生特殊形式的燃烧带来热量，将核热量加热水带来水蒸气，并以管路的形式将水蒸气通入到汽轮机当中，借助汽轮机来发电。
一般情况下，核电站的汽轮机设备和普通火电站并无太大区别，其区别在于核反应堆。
某核电厂主蒸汽隔离阀房间在蒸汽热辐射和夏天气候的作用下，造成主蒸汽隔离阀房间的执行体系温度常长期偏高，直接影响了主蒸汽隔离阀的功能和整个核电厂的生产效率。
为此，针对主蒸汽隔离阀房间通风系统提优化改革方案，以便于完成改造项目。
改造后的房间温度明显下降，提升了核电厂生产可靠性。
1、工程概况核电厂机组的主蒸汽管道内涵盖大量高温蒸汽，因为蒸汽热辐射以及夏季天气温度较高等诸多原因，导致主蒸汽隔离阀房间内各项执行功能结构，持续出现高温现象。
主蒸汽隔离阀是核电厂重要的电能生产设备之一，在温度持续增高的环境下，那么则会直接对阀门执行机构密封件、氮气压力、油压产生不利影响，直接影响了设备的安全性与可靠性【1】。
主蒸汽隔离阀房间的理想温度在0～40℃，在该温度区间内，隔离阀各项系统运行效率较快。
若主蒸汽隔离阀房间长时间超过40℃，那么就会更加快速的造成零部件磨损、零部件更换频率快，造成核电厂大量的资源浪费【2】。
执行机构的O型密封圈若失效，则会造成密封效果下降，甚至会出现微量渗油等情况。
长此以往，则会对生产造成一定影响。
某核电厂主蒸汽管道振动原因分析及解决方案探讨
某核电厂主蒸汽管道振动原因分析及解决方案探讨发布时间：2022-02-16T08:27:40.483Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第16期作者：徐安邦[导读] 某电厂发电机组自投产以来，主蒸汽管道连续多组支吊架出现位移严重异常，管道偏离设计状态线，给机组的安全运行带来较大调整。
支吊装置是管道系统的重要组成部分，起着承受管道荷载、控制管道位移量的重要作用。
支吊架位移异常直接反映出管道热位移与设计值相差较大，对管系应力状态产生了严重影响，长期运行对管道的安全运行会产生隐患。
基于此，本篇文章对某核电厂主蒸汽管道振动原因分析及解决方案进行研究，以供参考。
徐安邦身份证号码：37078619820115xxxx 中电投广西核电有限公司摘要：某电厂发电机组自投产以来，主蒸汽管道连续多组支吊架出现位移严重异常，管道偏离设计状态线，给机组的安全运行带来较大调整。
支吊装置是管道系统的重要组成部分，起着承受管道荷载、控制管道位移量的重要作用。
支吊架位移异常直接反映出管道热位移与设计值相差较大，对管系应力状态产生了严重影响，长期运行对管道的安全运行会产生隐患。
基于此，本篇文章对某核电厂主蒸汽管道振动原因分析及解决方案进行研究，以供参考。
关键词：某核电厂；主蒸汽管道；振动原因分析；解决方案引言蒸汽发生器作为一回路系统主设备，主要功能包括：①将一回路冷却剂的热量通过传热管传递给二回路的给水，加热给水至沸腾，经过汽水分离后产生驱动汽轮发电机组的干饱和蒸汽；②作为一回路压力边界，承受一回路压力，并与一回路其它压力边界共同构成防止放射性裂变产物逸出的第3道安全屏障；③在预期运行事件、设计基准事故况以及过渡工况下保证反应堆装置的可靠冷却。
蒸汽发生器主要组成包括：蒸汽发生器壳体、换热表面、一回路冷却剂集流管、主给水分配装置、应急给水分配装置、化学冲洗水分配装置、水下均汽板、上部蒸汽孔板、液位指示装置、液位在线监测装置、蒸汽接管、支承装置、液压阻尼器和液位波动箱。
核电站与火电站水蒸气参数、汽轮机差异
如图表示蒸汽在汽轮机中的膨胀过程。图中线段abcdef 表示进汽压力24. 2MPa的常规超临界中间再热机组的热 力过程线,饱和线上方为过热蒸汽区,下方为湿蒸汽区,图中 仅有低压缸中( ef段)末几级叶片处于饱和线以下的湿蒸汽 区工作,其余均在过热区。
线段ABCDE表示进汽压力6. 41MPa的饱和蒸汽的膨胀过 程曲线, AB表示蒸汽在高压缸中的膨胀,在高压缸作功后 排入汽水分离再热器进行去湿再热后达到过热点C,然后 进入低压缸膨胀线段CE,图中仅有低压缸中(CD段)前几级 处于过热蒸汽状态,大部分处于饱和线以下的湿蒸汽区工 作。
各主要零部件材料的选择，考虑到既有 足够的强度性能又有足够的抗侵蚀性能。 高压缸进汽温度一般低于300℃，选择防 止脆性断裂的材料。高压内、外缸、进 汽导流环采用抗侵蚀性能优越的 ZG15Cr2Mo1，该材料为2.25Cr-1Mo钢。 低压缸由于其进汽参数和常规火电汽轮 机差不多，因此对于低压缸材料的选择 同常规火电汽轮机一样为碳钢。
阀门设计特点
新蒸汽压力低,其比容将明显高于常规汽 轮机。核电汽轮机高压主汽阀一般采用 主汽- 调节联合阀的结构形式,无论是尺寸 还是重量、阀门口径等都要比同容量火 电机组大得多。同时由于与主汽阀连接 的主蒸汽管道以及高压导汽管的口径较 火电机组大得多,对阀门的推力非常大,所 以阀门必须有足够的稳定性以承受管道 的推力。
汽水分离系统设置再热主汽阀和再热截止阀
在阀门关闭后由于汽轮机、连通管、汽水分离 再热器和其它设施中剩余蒸汽作用以及各腔室 内、通道、蒸汽管道和汽水分离再热器中积聚 的水分或水膜的汽化,转速还会增加。由于设备 中残余的湿蒸汽闪蒸量大于常规的火电机组,所 以核电汽轮机与火电机组相比更容易超速,为防 止汽轮机超速一般在汽水分离再热器和低压缸 进口之间的连通管上设置再热主汽阀和再热截 止阀,这样可以保证升速限制在允许范围内。冷 凝式的火电机组一般在连通管上不设置再热主 汽阀和再热截止阀。
核电站与火电厂汽轮机参数及热力系统的比较分析
核电站与火电厂汽轮机参数及热力系统的比较分析能源是现代社会发展的重要支撑，其中核能和火电是两种常见的发电方式。
核电站和火电厂都应用了汽轮机作为主要发电设备，但它们的参数和热力系统存在一定的差异。
本文将比较和分析核电站和火电厂汽轮机参数及热力系统的异同，以便更好地了解它们各自的特点和优势。
首先，我们来看核电站的汽轮机参数。
核电站采用的汽轮机通常具有较高的转速和较小的容量。
这是因为核电站在核反应堆中通过核裂变产生的热能转化为蒸汽，进而驱动汽轮机发电。
核电站中的汽轮机要适应高温高压的工作环境，因此具有较高的温度和压力参数。
同时，核电站汽轮机的转速要求较高，以适应高效率发电的需要。
相比之下，火电厂的汽轮机参数与核电站有所不同。
火电厂中的汽轮机容量通常较大，转速较低。
火电厂燃烧煤炭或天然气等化石燃料，通过燃烧产生的热能转化为蒸汽，驱动汽轮机发电。
火电厂中的汽轮机要适应较低的温度和压力条件，因此其温压参数相对较低。
火电厂汽轮机的转速较低，这是因为火电厂的发电过程相对核电站更为稳定，不需要过高的转速来满足变化的能源需求。
除了汽轮机参数的差异，核电站和火电厂的热力系统也存在一些不同之处。
核电站的热力系统主要由核反应堆、蒸汽发生器和汽轮机组成。
核反应堆中的热能通过蒸汽发生器转化为高温高压的蒸汽，然后进入汽轮机驱动发电。
核电站的热力系统具有较高的效率和较小的废热损失，因为它能更好地利用核能的高温高压特性。
而火电厂的热力系统由锅炉、汽轮机和冷凝器组成。
锅炉中燃烧煤炭或天然气产生高温高压的蒸汽，然后蒸汽进入汽轮机制动发电。
火电厂的热力系统相对核电站而言有一定的热损失，因为燃烧产生的高温废气无法完全回收利用。
但火电厂的燃料比核电站更易获取，且成本更低，因此在发电量较大、能源供应不稳定的情况下，火电厂仍然具有一定的优势。
综上所述，核电站和火电厂的汽轮机参数及热力系统存在一些差异。
核电站的汽轮机参数较高，适应高温高压的工作环境，且转速要求较高。
某核电厂2台汽轮机机组功率偏差原因分析
ｆｏｌｌｏｗｉｎｇ ａｓｐｅｃｔｓ: ｔｈｅ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｏｆ ｓｔｅａｍ ｇｅｎｅｒａｔｏｒꎬ ｔｈｅ ｔｈｅｒｍａｌ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｏｆ ｓｔｅａｍ ｔｕｒｂｉｎｅ ａｎｄ ａｕｘｉｌｉａｒｙ ｓｙｓｔｅｍꎬ
某核电厂 ２ 台汽轮机机组功率偏差原因分析
王世勇ꎬ徐 乔ꎬ卜玉兵ꎬ徐宗富ꎬ赵显国
( 深圳中广核工程设计有限公司ꎬ 深圳 ５１８０００)
摘 要: 某核电厂 ２ 台相同堆型、机型的汽轮机机组相继投运后ꎬ经济指标出现明显差异ꎮ 经汽轮机性能试
验验证ꎬ２ 台汽轮机机组功率偏差约 ８. ５ ＭＷｅꎮ 从核岛蒸汽发生器性能、汽轮机热力性能、辅助系统热力性能
Ａｂｓｔｒａｃｔ: Ｔｈｅｒｅ ｗａｓ ａｎ ｏｂｖｉｏｕｓ ｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅ ｉｎ ｅｃｏｎｏｍｉｃ ｉｎｄｉｃａｔｏｒ ｂｅｔｗｅｅｎ ｔｗｏ ｓｔｅａｍ ｔｕｒｂｉｎｅｓ ｏｆ ｔｈｅ ｓａｍｅ ｔｙｐｅ ａｎｄ
ｒｅａｃｔｏｒ ｉｎ ａ ｎｕｃｌｅａｒ ｐｏｗｅｒ ｐｌａｎｔ. Ｔｈｅ ｐｏｗｅｒ ｄｅｖｉａｔｉｏｎ ｂｅｔｗｅｅｎ ｔｗｏ ｓｔｅａｍ ｔｕｒｂｉｎｅｓ ｗａｓ ａｂｏｕｔ ８. ５ ＭＷｅ ａｆｔｅｒ ｔｈｅ
第 ４８ 卷 第 ４ 期
２０１９ 年 １２ 月
热 力 透 平
ＴＨＥＲＭＡＬ ＴＵＲＢＩＮＥ
Ｖｏｌ. ４８ Ｎｏ. ４
Ｄｅｃ. ２０１９
文章编号: １６７２￣５５４９(２０１９)０４￣０２８０￣０６
某核电主蒸汽隔离阀抱箍螺栓差异分析
某核电主蒸汽隔离阀抱箍螺栓差异分析摘要：某核电新主蒸汽隔离阀为中外厂家共同开发产品。
主蒸汽隔离阀的功能是在主蒸汽管道或主给水管道破裂后防止失控的蒸汽喷放量超过一台蒸汽发生器的储水量，以维持反应堆冷却和安全壳压力升高值在可接受的范围内。
主蒸汽隔离阀由阀本体和执行机构通过抱箍螺栓连接成整体。
关键词：主蒸汽隔离阀、执行机构、抱箍螺栓。
1.概述主蒸汽隔离阀的功能是在主蒸汽管道或主给水管道破裂后防止失控的蒸汽喷放量超过一台蒸汽发生器的储水量，以维持反应堆冷却和安全壳压力升高值在可接受的范围内。
在任何位置的蒸汽管线或给水管线破裂后，该阀门都必须能够迅速截断任一方向的蒸汽流。
当反应堆处于热停堆状态时，该阀还用来将汽轮机侧的部分主蒸汽管道与核蒸汽供应系统隔离开，以进行下游设备的检修。
阀门为楔紧型平行双闸板闸阀，其配有液/气驱动的执行机构，执行机构的输出杆和阀杆通过一对上下夹块连接。
某电厂新旧主蒸汽隔离阀，气液执行机构与阀门本体均通过抱箍螺栓连接。
图1 阀门气液执行机构与阀门本体连接示意图2.螺栓描述某核电新主蒸汽隔离阀此处阀体和支架的连接采用了HAF型式的抱箍连接，对比该核电其他主蒸汽隔离阀的2根螺栓连接，新主蒸汽隔离阀上设计了4根螺栓连接，螺栓相关信息如下：螺栓材料：M5110/42CrMo4；螺栓规格：M42×480mm；螺栓数量：4；螺栓预紧力要求：1930N.m.而旧主蒸汽隔离阀抱箍螺栓信息如下：螺栓材料：Super Alloy Steel，ASTM A-540 GR.B23 CLASSⅠ螺栓数量：2；螺栓规格：M24×3.00-6G×520mm；螺栓预紧力要求：508N.m.3.主蒸汽隔离阀抱箍螺栓分析新设计制造的主蒸汽隔离阀的抱箍螺栓所有化学成分和力学性能满足紧固件技术条件要求。
其中材料M5110/42CrMo4 等同于42CrMo，具体如下：1）化学成分文件表A.2 规定了螺栓材料的化学成分，具体见图2，新阀螺栓材料满足化学成分的要求。
华龙一号辅助蒸汽分配系统差异与优化分析研究
华龙一号辅助蒸汽分配系统差异与优化分析研究发表时间：2020-03-20T06:15:21.497Z 来源：《建筑学研究前沿》2019年22期作者：黄盼[导读] HPR1000华龙一号机组辅助蒸汽系统是核电站启动重要热源之一，其系统可靠稳定运行是保证调试阶段机组启动用汽的关键黄盼福清核电有限公司福建福清 350300摘要：HPR1000华龙一号机组辅助蒸汽系统是核电站启动重要热源之一，其系统可靠稳定运行是保证调试阶段机组启动用汽的关键，由于华龙一号系统在设计上和M310机组存在部分差异，本文就福清核电华龙一号辅助蒸汽分配系统（WSD）和M310机组系统（SV A）在工艺流程、逻辑两个方面进行对比、分析和总结，并对系统调试阶段出现的问题提出解决办法和优化建议，对后续机组系统调试运行和系统进一步改进都有一定的借鉴和参考意义。
关键词：华龙一号；辅助蒸汽分配系统；差异分析；工艺流程；逻辑；优化建议1系统工艺差异 1.1、取消蒸汽装换系统（STR）参考AP1000辅助蒸汽系统（常规岛）的设计，将原先SV A系统由STR提供的辅助蒸汽，取消STR后由主蒸汽经过高压减压站减压阀减压直接供汽。
根据STR系统的功能特点，以及大亚湾核电站的实际运行经验，可以简化系统，降低成本。
?蒸汽转换系统（STR）主要功能是利用主蒸汽通过该系统产生低压蒸汽，经过辅助蒸汽分配系统向核岛核常规岛辅助蒸汽用户供汽。
参考电站设置蒸汽转换系统的目的是隔离辅助蒸汽与主蒸汽系统的直接接触，防止主蒸汽遭到放射性污染时通过辅助蒸汽传播到外界环境和威胁人员安全。
在法国RCC-P《核电站设计和建造规则》中并没有提出该系统的核安全功能要求和核安全防护要求，也没有把该系统及其设备进行核安全定级。
该系统完全是常规岛的一个辅助系统。
根据大亚湾900MW压水堆的辅助蒸汽用户清单，有些用户可能和人员接触，蒸汽使用过程中有少量蒸汽扩散到大气中，例如热机修车间和仓库去污系统，以及辅助给水汽动泵定期试验用汽，但这些用户较少，用汽量也较小约10 t/h，核电站大部分辅助蒸汽用户是采用蒸发器或热交换器用汽的，不与人员和环境接触1。
中东某电厂高压主蒸汽母管运行浅析
中东某电厂高压主蒸汽母管运行浅析发表时间：2020-08-12T09:33:26.570Z 来源：《电力设备》2020年第10期作者：宋月君李跃[导读] 摘要：本文主要对中东某电厂进行了简单介绍，讲述了全厂高压主蒸汽运行方式的种类优缺点，结合本厂切换母管制运行方式，对切换母管制的优缺点进行了重点阐述，以及切换母管制的投运步骤和投运时的注意事项。
（青岛华丰伟业电力科技工程有限公司山东青岛 266100）摘要：本文主要对中东某电厂进行了简单介绍，讲述了全厂高压主蒸汽运行方式的种类优缺点，结合本厂切换母管制运行方式，对切换母管制的优缺点进行了重点阐述，以及切换母管制的投运步骤和投运时的注意事项。
关键词：联合循环；母管；母管制运行；高压主蒸汽母管前言切换母管制运行虽然有管道长、阀门多、投资增加的缺点，但是同样具有既有足够的可靠性，又有一定的灵活性，并可以充分利用锅炉的富裕容量，还可以进行各炉之间的最有利的负荷分配的优点。
就机组的长期经济运行而言，随着运行时长的不断增加缺点几乎可以忽略不计。
切换至母管运行方式值得推广，在当今技术快速发展，机组容量越来越大的大背景下，切换至母管运行必将成为一种趋势。
1.电厂简介中东某电厂由5组9F级联合循环机组，1组单循环机组和相关的辅助设备组成，其中余热锅炉为10台，型号为 SCC6--5000f，单压，自身除氧、卧式，有补燃，自然循环燃机余热锅炉，与以天然气为主燃料、以燃油为后备燃料的10台西门子 GT9F 级燃气轮机相匹配。
5 台背压式汽轮机，为西门子公司生产。
本工程高压主蒸汽系统采用母管制，10 台余热锅炉产生的高压主蒸汽并入母管中，然后分别进入 5 台汽轮机中做功，在蒸汽母管高、低压管道锅炉介入点之间，还设有隔离门。
每台锅炉都配备 100%旁路，开启旁路时，减温减压后的蒸汽汇入旁路蒸汽母管，每台汽轮机凝汽器旁路蒸汽入口管道分别设有液压门，开启后，蒸汽可进入凝汽器。
某核电厂2台汽轮机机组功率偏差原因分析
某核电厂2台汽轮机机组功率偏差原因分析王世勇; 徐乔; 卜玉兵; 徐宗富; 赵显国【期刊名称】《《热力透平》》【年(卷),期】2019(048)004【总页数】7页(P280-285,307)【关键词】核电厂; 汽轮机机组; 功率偏差【作者】王世勇; 徐乔; 卜玉兵; 徐宗富; 赵显国【作者单位】深圳中广核工程设计有限公司深圳518000【正文语种】中文【中图分类】TK267汽轮机机组热力性能是衡量电厂运行效果的重要指标之一，可通过汽轮机热力性能试验验证。
火电汽轮机机组热力性能指标一般为热耗、汽缸效率或机组功率，核电厂汽轮机机组热力性能考核指标通常为机组功率。
为保证在相同的热力循环条件下对比机组功率，将试验时的系统、运行参数按汽轮机厂提供的性能曲线修正到设计条件，与合同保证值(如效率、热耗或功率等指标)进行对比，以此判断机组的热力性能是否达标[1]。
国内某核电厂同堆型、同机型2台机组相继投运，在核岛达到满负荷后，按合同约定参照美国机械工程师协会ASMEPTC-6《汽轮机性能试验验收规程》中的简化试验进行热力性能验收，试验结果表明2台机组功率偏差达8.5 MWe。
同厂址、同堆型、同机型的机组功率出现这么大偏差，已超出了正常设计、制造及安装等偏差对机组功率的影响，且功率较低的机组严重影响电厂经济运行。
本文基于这2台汽轮机性能验收试验及运行数据，模拟系统运行状态，按文献[2]方法计算得出了2台机组运行工况热平衡图、各设备及系统性能参数，并对2台汽轮机机组进行了性能诊断和分析，排查2台机组功率偏差大的原因，同时提出相应的建议措施，以此尽量消除或减小机组功率间的偏差，提高电厂经济性。
1 影响机组功率的主要因素CPR1000堆型核电厂广泛采用基本负荷运行模式[3]。
在核岛热功率不变的情况下，机组电功率除了受冷端条件的影响外，还受来自蒸汽发生器(Steam Generator,SG)出口的主蒸汽参数、汽轮机及各辅助设备的性能、热力系统运行情况等方面的影响。
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某核电厂主蒸汽系统差异分析
核电厂是一种特殊的发电厂，其主要能源是核能，通过核裂变产生热能，再经过蒸汽发电系统转化为电能。
主蒸汽系统是核电厂发电过程中至关重要的一部分，其性能和效率直接影响到核电厂的发电能力和运行安全。
不同的核电厂主蒸汽系统的设计与运行方式可能存在差异，本文将对某核电厂主蒸汽系统的设计与运行方式进行分析比较。
某核电厂的主蒸汽系统采用了传统的二段式蒸汽发生器设计。
这种设计方式是将主蒸汽系统分成高压段和中压段，高压蒸汽经过高压段蒸汽发生器产生一部分电能后，再送入中压段蒸汽发生器，产生更多的电能。
这种设计方式可以更好地利用蒸汽的能量，提高发电效率。
某核电厂的主蒸汽系统在设计时充分考虑了系统的安全性。
主蒸汽系统采用了多重的安全保护措施，如过压保护、过热保护、蒸汽泄漏保护等，确保在任何异常情况下都能够及时采取措施，保护系统的安全稳定运行。
主蒸汽系统还采用了多重备份设计，一旦某个关键设备出现故障，备用设备可以立即启动，保证系统的连续运行。
相对而言，传统的二段式蒸汽发生器设计在蒸汽参数的选择上会更加灵活。
因为高压段和中压段的蒸汽发生器可以分开设计，采用不同的蒸汽参数，使得整个系统更加适合不同负荷下的运行。
而且在维护和保养方面也相对简单，可以分段进行检修，不会影响整个系统的运行。
某核电厂的主蒸汽系统也存在一些不足之处。
传统的二段式蒸汽发生器设计会造成系统的复杂度增加，占地面积较大，对设备的要求也更高。
由于是分段设计，中压蒸汽发生器需要处理来自高压段的蒸汽，这就需要更复杂的管道和阀门系统来进行控制。
在主蒸汽系统的运行方面，某核电厂主蒸汽系统采用了先进的自动控制系统，可以实现对蒸汽参数的实时监测和调节，使得整个系统的运行更加稳定和高效。
主蒸汽系统还采用了远程监控系统，可以实现对系统的远程控制和监测，提高了运行的便利性和安全性。