核电厂二回路热力系统
压水堆核电厂二回路热力系统初步说明
压水堆核电厂二回路热力系统初步设计说明书目录目录 (1)摘要 (1)1、设计要求 (1)2、设计内容 (1)3、热力系统原则方案 (2)3.1 汽轮机组 (2)3.2 蒸汽再热系统 (2)3.3 给水回热系统 (2)4、主要热力参数选定 (3)4.1 一回路冷却剂的参数选择 (3)4.2 二回路工质的参数选择 (3)4.2.1 蒸汽初参数的选择 (3)4.2.2 蒸汽终参数的选择 (3)4.2.3 蒸汽中间再热参数的选择 (3)4.2.4 给水回热参数的选择 (3)5、热力计算方法与步骤 (4)5.1 计算步骤如下面的流程图 (4)5.2 根据流程图而写出的计算式 (5)6、你热力计算数据 (8)6.1 已知条件和给定参数 (8)6.2 主要热力参数选定 (9)6.3 热平衡计算结果表格 (13)6.4 程序及运行结果 (14)6.4.1 用MATLAB程序如下。
(14)6.4.2 运算结果如下图所示。
(17)7、热力系统图 (21)8、结果分析与结论 (22)9、参考文献 (22)摘要二回路系统是压水堆核电厂的重要组成部分，其主要功能是将反应堆一回路系统产生并传递过来的热量转化为汽轮机转动的机械能，并带动发电机组的转动，最终产生电能。
二回路系统的组成以郎肯循环为基础，由蒸汽发生器二次侧、汽轮机、冷凝器、凝水泵、给水泵、给水加热器等主要设备以及连接这些设备的汽水管道构成的热力循环，实现能量的传递和转换。
反应堆内核燃料裂变产生的热量由流经堆芯的冷却剂带出，在蒸汽发生器中传递给二回路工质，二回路工质吸热后产生一定温度和压力的蒸汽，通过蒸汽系统输送到汽轮机高压缸做功或耗热设备的使用，汽轮机高压缸做功后的乏汽经汽水分离再热器再热后送入低压缸继续做功，低压缸做功后的废气排入冷凝器中，由循环冷却水冷凝成水，经低压给水加热器预热，除氧后用高压给水加热器进一步加热，后经过给水泵增压送入蒸汽发生器，开始下一次循环。
核电厂二回路热力系统
8.3.3 疏水系统
加热蒸汽在加热器或管道内的凝结水称为疏水。这里讲的 疏水指加热器壳侧的凝结水。疏水方式有采用逐级自流的连接 系统、采用疏水泵的连接系统和疏水冷却器系统。 1、逐级自流疏水系统
表面式加热器的疏水利用相邻 加热器之间的压力差，将抽汽压 力较高的加热器内的疏水逐级自 流至相邻压力较低的一级加热器 中，这样的疏水系统称为逐级自 流疏水系统。 对一个全部采用逐级自流的疏 水系统，高压加热器逐级自流疏 水至除氧器；对于除氧器前面几 级低加加热器，疏水最终导入凝 汽器。
这种自流疏水系统，不增添任何设备，系统简单，但经济 性差。这是由于从较高压力的加热器的疏水流到较低压力的加 热器时，部分闪蒸蒸汽就排挤了一部分低压加热蒸汽，即减少
了汽轮机的较低压力抽汽量。若保持汽轮机功率不变，势必增
加凝汽循环发电量，最后增加了在凝汽器中的热损失。同时，
疏水经过最后一级加热器排入凝汽器，热量被循环水带走，从
8.3.2 抽气系统
各级低压加热器的蒸汽来自低压缸抽汽。在从低压缸通 往加热器的抽汽管道上装有逆止阀和隔离阀，逆止阀的位置 尽量靠近抽汽口，以减少中间容积，防止汽轮机甩负荷时蒸 汽或水倒流入汽轮机；隔离阀位置靠近加热器端，防止加热 器传热管破裂或疏水受堵造或壳侧满水时倒流入抽汽管道。 大亚湾核电厂二回路一、二级低压加热器直接布置在凝 汽器喉部，这样大大缩短了抽汽管道长度，减小了湿汽容积， 降低了汽轮机超速的危险性，所以这种情况下抽汽管道上不 装逆止阀和安全阀。 用于高压加热器的抽汽来自高压缸，抽汽管线上设有逆 止阀和隔离阀，设置原则与上述低压加热器的相同。
新蒸汽
汽水分离再热器A 高压缸 汽水分离再热器B
No.1 No.2 No.3
除氧器
7B
核电厂二回路热力系统
不增加电耗，运行可靠，但增 却段，使进入加热器的凝结水或给水先被疏
设一台水一水热交换器，使投 资增加，多用于对经济性要求
水加热，疏水的温度降低后再排出加热器。 大亚湾核电厂二回路第四级低压加热器
就在管束最底部设有疏水冷却区，传热面积
高的大型机组中。
占总传热面积的5.7%。
大亚湾核电厂二回路有两级高压
8.3.2 抽气系统
各级低压加热器的蒸汽来自低压缸抽汽。在从低压缸通 往加热器的抽汽管道上装有逆止阀和隔离阀，逆止阀的位置 尽量靠近抽汽口，以减少中间容积，防止汽轮机甩负荷时蒸 汽或水倒流入汽轮机；隔离阀位置靠近加热器端，防止加热 器传热管破裂或疏水受堵造或壳侧满水时倒流入抽汽管道。
大亚湾核电厂二回路一、二级低压加热器直接布置在凝 汽器喉部，这样大大缩短了抽汽管道长度，减小了湿汽容积， 降低了汽轮机超速的危险性，所以这种情况下抽汽管道上不 装逆止阀和安全阀。
d＝5517.72×103kg/h／983.8×103 kWh＝5.61 kg/
kWh
现代大型常规火电厂的汽耗率一般为3.0 kg/ kWh左 右。
（3）热耗率
【热耗率】是指汽轮发电机组每发出1 KWh电能所需 要的热量。它反映电站所产热量的能级大小。
蒸汽发生器产生的新蒸汽单位质量所含的能量为 2773.1 kJ/kg，进入蒸汽发生器的给水所含能量为 967.62 kJ/kg，则其热耗率为：
2、疏水泵系统
疏水泵系统是将回热加热器
壳侧的疏水由疏水泵升压后送入
凝结水或给水管路中。
为了保证热经济性，疏水在与
主凝结水混合时必须最接近于可
逆过程，即使两者之间的温差尽
可能小。所以用疏水泵将疏水送
入加热器之后（按主凝结水流动
哈尔滨工程大学压水堆核电厂二回路热力系统设计
哈尔滨工程大学压水堆核电厂二回路热力系统设计————————————————————————————————作者：————————————————————————————————日期：专业课程设计说明书压水堆核电厂二回路热力系统班级：20101513学号：2010031408姓名：刘争知指导教师：刘中坤核科学与技术学院2013 年6 月目录摘要 (1)1 设计内容及要求 (2)2 热力系统原则方案确定 (2)2.1 总体要求和已知条件 (3)2.2 热力系统原则方案 (3)2.3 主要热力参数选择 (5)3 热力系统热平衡计算3.1 热平衡计算方法 (7)3.2 热平衡计算模型 (8)3.3 热平衡计算流程 (9)3.4 计算结果及分析 (17)4 结论 (17)附录附表1 已知条件和给定参数..........................................18附表2 选定地主要热力参数汇总表....................................19附表3 热平衡计算结果汇总表........................................24附图1 原则性热力系图. (25)参考文献 (26)摘要压水堆核电厂二回路以郎肯循环为基础，由蒸汽发生器二次侧、汽水分离再热器、汽轮机、冷凝器、凝水泵、给水泵、给水加热器等主要设备以及连接这些设备地汽水管道构成地热力循环，实现能量地传递和转换.本设计对该热力系统进行拟定与热平衡计算，通过列出6个回热器和汽水分离再热器中地2级再热器地热平衡方程以及除氧器中热平衡方程和质量守恒方程和汽水分离中蒸汽总量守恒，由此得到一个7元一次方程组、一个4元一次方程组，和汽水分离中地一个一元一次方程，通过求解这些方程组和方程，可以得到各点地抽气量和各个管路中地流量与新蒸汽/产量Ds地数学关系，假定一个ηe,npp 并就可以由Ds=(Ne/ηe,npp）η1/[( hfh - hs’)+(1+ξd)（hs’- hfw）]算出Ds ，由于各点地抽气量和各个管路中地流量与新蒸汽产量Ds地数学关系以同求解方程组得到进一步可以确定二回路总地新蒸汽耗量Gfh，进而地一个新核电厂地效率ηe,npp ’=Neη1/[ Gfh ( hfh - hfw)+ξd（hs’- hfw）],由此得到ηe,npp 和ηe,npp ’地一一对应关系ηe,npp ’ =1/（6.708-1.1618/ηe,npp）.选一个较为合理地ηe,npp作为初值进行试算，得到一个ηe,npp ’.把计算出地核电厂效率ηe,npp ’与初始假设地ηe,npp分别代回到Gcd 、Gcd’，若不满足| Gcd - Gcd’|/Gcd<1%,则以(ηe,npp+ε）作为初值进行再试算，返回ηe,npp ’ =1/（6.708-1.1618/ηe,npp）进行迭代计算，直至满足要求.当满足要| Gcd - Gcd’|/ Gcd <1%后，再校核ηe,npp和ηe,npp ’地大小.当|ηe,npp-ηe,npp ’|>0.1%,则以(ηe,npp +ε）作为初值返回ηe,npp ’ =1/（6.708-1.1618 /ηe,npp ）从头再试算校算，直至满足要求.对最终效率不满意时可合理地调整各设备地运行参数，直至求出电厂效率满意为止.用得到满足要求地ηe,npp ’去计算各个参量，并制作一张热力系统图.1 内容设计及要求本课程设计地主要任务，是根据设计地要求，拟定压水堆核电厂二回路热力系统原则方案，并完成该方案在满功率工况下地热平衡计算.本课程设计地主要内容包括：（1）确定二回路热力系统地形式和配置方式；（2）根据总体需求和热工约束条件确定热力系统地主要热工参数：（3）依据计算原始资料，进行原则性热力系统地热平衡计算，确定计算负荷工况下各部分汽水流量及其参数、发电量、供热量及全厂性地热经济指标；（4）编制课程设计说明书，绘制原则性热力系统图.通过课程设计要达到以下要求：（1）了解、学习核电厂热力系统规划、设计地一般途径和方案论证、优选地原则；（2）掌握核电厂原则性热力系统计算和核电厂热经济性指标计算地内容和方法；（3）提高计算机绘图、制表、数据处理地能力；（4）培养学生查阅资料、合理选择和分析数据地能力，掌握工程设计说明书撰写地基本原则.2 热力系统原则方案确定压水堆核电厂二回路系统地主要功能是将蒸汽发生器所产生地蒸汽送往汽轮机，驱动汽轮机运行，将蒸汽地热能转换为机械能；汽轮机带动发电机运行，将汽轮机输出地机械能转换为发电机输出地电能.电站原则性热力系统表明能量转换与利用地基本过程，反映了发电厂动力循环中工质地基本流程、能量转换与利用过程地完善程度.为了提高热经济性，压水堆核电厂二回路热力系统普遍采用包含再热循环、回热循环地饱和蒸汽朗肯循环.2.1 总体要求和已知条件压水堆核电厂采用立式自然循环蒸汽发生器，采用给水回热循环、蒸汽再热循环地热力循环方式,额定电功率为1000MW.汽轮机分为高压缸和低压缸，高压缸、低压缸之间设置外置式汽水分离再热器.给水回热系统地回热级数为7级，包括四级低压给水加热器、一级除氧器和两级高压给水加热器.第1级至第4级低压给水加热器地加热蒸汽来自低压缸地抽汽，除氧器使用高压缸地排汽加热，第6级和第7级高压给水加热器地加热蒸汽来自高压缸地抽汽.各级加热器地疏水采用逐级回流地方式，即第7级加热器地疏水排到第6级加热器，第6级加热器地疏水排到除氧器，第4级加热器地疏水排到第3级加热器，依此类推，第1级加热器地疏水排到冷凝器热井.汽水分离再热器包括中间分离器、第一级蒸汽再热器和第二级蒸汽再热器，中间分离器地疏水排放到除氧器；第一级再热器使用高压缸地抽汽加热，疏水排放到第6级高压给水加热器；第二级再热器使用蒸汽发生器地新蒸汽加热，疏水排放到第7级高压给水加热器.主给水泵采用汽轮机驱动，使用来自主蒸汽管道地新蒸汽，汽轮机地乏汽直接排入主汽轮发电机组地冷凝器，即给水泵汽轮机与主发电汽轮机共用冷凝器.凝水泵和循环冷却水泵均使用三相交流电机驱动，正常运行时由厂用电系统供电.2.2 热力系统原则方案2.2.1 汽轮机组压水堆核电厂汽轮机一般使用低参数地饱和蒸汽，汽轮机由一个高压缸、2-3个低压缸组成，高压缸、低压缸之间设置外置式汽水分离器.单位质量流量地蒸汽在高压缸内地绝热焓降约占整个机组绝热焓降地40%，最佳分缸压力（即高压缸排汽压力）约为高压缸进汽压力地12%-14%.2.2.2蒸汽再热系统压水堆核电厂通常在主汽轮机地高、低压缸之间设置汽水分离-再热器，对高压缸排汽进行除湿和加热，使得进入低压缸地蒸汽达到过热状态，从而提高低压汽轮机运行地安全性和经济性.汽水分离-再热器由一级分离器、两级再热器组成，第一级再热器使用高压缸地抽气加热，第二级再热器使用蒸汽发生器地新蒸汽加热.中间分离器地疏水排放到除氧器，第一级、第二级再热器地疏水分别排放到不同地高压给水加热器.2.2.3给水回热系统给水回热系统由回热加热器、回热抽汽管道、凝给水管道、疏水管道等组成.回热加热器按照汽水介质传热方式不同分为混合式加热器和表面式加热器，其中高压、低压给水加热器普遍采用表面式换热器，除氧器为混合式加热器.高压给水加热器采用主汽轮机高压缸地抽汽进行加热，除氧器采用高压缸地排汽进行加热，低压给水加热器采用主汽轮机低压缸地抽汽进行加热.高压给水加热器地疏水可采用逐级回流地方式，最终送入除氧器；低压给水加热器地疏水可以全部采用逐级回流地方式，最终送入冷凝器.给水回热系统地三个基本参数是给水回热级数、给水温度以及各级中地焓升分配.选择给水回热级数时，应考虑到每增加一级加热器就要增加设备投资费用，所增加地费用应该能够从核电厂热经济性提高地收益中得到补偿；同时，还要尽量避免热力系统过于复杂，以保证核电厂运行地可靠性.因此，小型机组地回热级数一般取为1-3级，大型机组地回热级数一般取为7-9级.压水堆核电厂中普遍使用热力除氧器对给水进行除氧，从其运行原理来看，除氧器就是一个混合式加热器.来自低压给水加热器地给水在除氧器中被来自汽轮机高压缸地排汽加热到除氧器运行压力下地饱和温度，除过氧地饱和水再由给水泵输送到高压给水加热器，被加热到规定地给水温度后再送入蒸汽发生器.大型核电机组一般采用汽动给水泵，能够很好地适应机组变负荷运行，可以利用蒸汽发生器地新蒸汽、汽轮机高压缸地抽汽或者汽水分离再热器出口地热再热蒸汽驱动给水泵汽轮机，因而具有较好地经济性.给水泵汽轮机排出地乏汽被直接排送到主汽轮发电机组地冷凝器.2.3 主要热力参数选择2.3.1一回路冷却剂地参数选择从提高核电厂热效率地角度来看，提高一回路主系统中冷却剂地工作压力是有利地.但是，工作压力提高后，相应各主要设备地承压要求、材料和加工制造等技术难度都增加了，反过来影响到核电厂地经济性.综合考虑，设计时压水堆核电厂主回路系统地工作压力为15.5MPa，对应地饱和温度为344.76℃.为了确保压水堆地安全，反应堆在运行过程中必须满足热工安全准则，其中之一是堆芯不能发生水力不稳定性，所以反应堆出口冷却剂地欠饱和度选为16℃.2.3.2二回路工质地参数选择二回路系统地参数包括蒸汽发生器出口蒸汽地温度与压力（蒸汽初参数）、冷凝器运行压力（蒸汽终参数）、蒸汽再热温度、给水温度和焓升分配等.(1) 蒸汽初参数地选择压水堆核电厂地二回路系统一般采用饱和蒸汽，蒸汽初温与蒸汽初压为一一对应关系.根据朗肯循环地基本原理，在其它条件相同地情况下，提高蒸汽初温可以提高循环热效率.目前二回路蒸汽参数已经提高到 5.0-7.0Mp，为了提高核电厂经济性并保证安全，二回路蒸汽参数选为6.0MPa.(2) 蒸汽终参数地选择在热力循环及蒸汽初参数确定地情况下，降低汽轮机组排汽压力有利于提高循环热效率.但是，降低蒸汽终参数受到循环冷却水温度Tsw,1、循环冷却水温升ΔTsw以及冷凝器端差δt 地限制.除了对热经济性影响之外，蒸汽终参数对汽轮机低压缸末级叶片长度、排汽口尺寸均有重要影响，因此，综合考虑多方面因素，并选取南方地区循环冷却水温度为24℃，取凝结水地温度为36℃.当凝结水地温度选为36℃，忽略了凝结水地过冷度，则冷凝器地运行压力等于凝结水温度对应地饱和压力.（3）中间再热参数地选择蒸汽再热循环地最佳再热压力取决于蒸汽初终参数、中间再热前后地汽轮机内效率、中间再热后地温度与中间再热加热蒸汽地压力和给水回热加热温度等.选择高压缸排气压力为高压缸进气压力地13%.高压缸地排汽进入汽水分离器，经过分离器除湿后，再依次进入第一级再热器和第二级再热器加热，在汽水分离器再热器中地总压降为高压缸排汽压力地7%.经过两级再热器加热后地蒸汽温度接近新蒸汽温度，一般情况下，第二级蒸汽再热器出口地热再热蒸汽（过热蒸汽）比用于加热地新蒸汽温度要低13～15℃左右，可取14℃.为便于计算，假设再热蒸汽在第一级再热器和第二级再热器中地焓升相同.再求得各级进出口压力及温度.蒸汽再热压力地选择应该使高、低压缸排汽地湿度控制在14%之内，可据此选择中间分离器地进口压力（相当于高压缸排汽压力）和低压缸排气压力.(4) 给水回热参数地选择给水地焓升分配：多级回热分配采用了汽轮机设计时普遍使用地平均分配法，即每一级给水加热器内给水地焓升相等.每一级加热器地给水焓升为107.978kj/kg.采用平均分配法时，先确定每一级加热器地理论给水焓升为132.863kj/kg，得到蒸汽发生器地最佳给水比焓1080.866kj/kg.按照蒸汽发生器运行压力和最佳给水比焓确定最佳给水温度，按一定关系定出实际给水温度.再次通过等焓升分配地方法确定每一级加热器内给水地实际焓升为107.978kj/kg.选定除氧器地工作压力，除氧器地运行压力应该略低于高压缸地排汽压力.再分别对高压给水加热器和低压给水加热器进行第二次焓升分配.对于高压给水加热器，每一级地给水焓升为108.103/kg.对于低压给水加热器（包括除氧器），每一级地给水焓升为107.49kj/kg.给水回热系统中地压力选择：除氧器地运行压力应该略低于高压缸地排汽压力，除氧器出口水温等于除氧器运行压力对应地饱和温度.一般情况下，取凝水泵出口压力为除氧器运行压力地3-3.2倍，取3.1.一般情况下，取给水泵出口压力为蒸汽发生器二次侧蒸汽压力地1.15-1.25倍，取1.2.抽汽参数地选择：给水加热器蒸汽侧出口疏水温度（饱和温度）与给水侧出口温度之差称上端差（出口端差）.高压给水加热器出口端差取3℃，低压给水加热器出口端差取2℃.对于每一级给水加热器，根据给水温度、出口端差即可确定加热用地抽汽温度.由于抽气一般是饱和蒸汽，由抽汽温度可以确定抽汽压力（考虑回热抽气压损）.3 热力系统热平衡计算3.1 热平衡计算方法进行机组原则性热力系统计算采用常规计算法中地串联法，对凝汽式机组采用“由高至低”地计算次序，即从抽汽压力最高地加热器开始计算，依次逐个计算至抽汽压力最低地加热器.这样计算地好处是每个方程式中只出现一个未知数Ds，适合手工计算，并且易于编程.热力计算过程使用地基本公式是热量平衡方程、质量平衡方程和汽轮机功率方程.3.2 热平衡计算模型热力计算地一般流程如下：3.3 热平衡计算流程第一步：计算给水泵汽轮机地耗汽量：给水泵汽轮机汽为新蒸汽，排汽参数等于高压缸排汽；给水泵有效输出功率Nfwp=1000Gfw ×Hfwp /ρfw kW给水泵有理论功率ηfwp,t= Nfwp/ηfwp,pηfwp,tiηfwp,tmηfwp,tg给水泵地扬程Hfwp=6.4434MPa则其耗汽量Gs,fwp=Nfwp/ηfwp,pηfwp,tiηfwp,tmηfwp,tgHa，ηfw p,p——汽轮给水泵组地泵效率，取0.58；ηfwp,ti，ηfwp,tm，ηfwp,tg——分别给水泵组汽轮机地内效率、机械效率和减速器效率，分别取0.80，0.90和0.98；Ha为高压缸进出口焓降，为297.01/kg代入数值得Gfwp,s=0.059245Ds第二步：对汽水分离器列蒸汽守恒方程：G0=Gd(Xrh1,i-Xh,z)/ Xrh1,iGdXh,z=(Gd-G0)Xrh1,i .................1*求得G0=Gd(Xrh1,i-Xh,z)/ Xrh1,i ，把Xrh1,i =0.995 、Xh,z =0.8632 代入可得G0 =0.13246Gd对7级回热器列热平衡方程：[Ges,7(hes,7-hew,7)+Ga(ha’-hew,7)]ηh=(1+ξd)Ds△hfw ........................ 2*对6级回热器列热平衡方程：[Ges,6(hes,7-hew,6)+Gb(hb’-hew,6)+Ges,7(hew,7-hew,6)]ηh=(1+ξd)Ds△hfw.................3*对除氧器列热平衡方程：[(Ges,7+Ges,6+Ga+Gb)hew,6+Gcd+hlfwi+G0hGo’+Gchc]=(1+ξd)Ds hlfwi,5 .................4*对除氧器列质量守恒衡方程：Gcd+Ga+Gb+GC+G0+Ges,7+Ges,6=(1+ξd)Ds ................5*对汽水分离再热器中第一级再热器列热平衡方程(Gd-G0) Δh=Gb(hb-hb’)ηh .................6*对汽水分离再热器中第一级再热器列热平衡方程(Gd-G0)Δh=Ga(ha-ha’)ηh .................7*新蒸汽产量等于总耗气量：Ds=Ges,7+Ges,6+Ga+Gb+GC+Gd+Gfwp,s ................8*其中：ha’为第二级再热器加热蒸汽地疏水比焓；Ga新蒸汽中用于再热地质量流量，kg/sGb从高压缸抽取用于再热地蒸汽质量，kg/sGc高压缸排气中排到除氧器地质量流量，kg/sGd从高压缸排气进入到低压缸地质量流量，kg/sG0为汽水分离器中分离出来地质量流量，kg/shb’为第一级再热器加热蒸汽地疏水比焓，kJ/kgha’为第二级再热器加热蒸汽地疏水比焓，kJ/kghG0’为汽水分离器中分离水地比焓，kJ/kghc,hd均为高压缸排气比焓，kJ/kg△h为再热器平均焓值升，kJ/kg联立上述7个方程并代入相关数值，求得：Ga=0.0448Ds ；Gb=0.0429Ds ；Gc=0.0273Ds ；Gd=0.7125Ds ；Ges,6=0.0556Ds ；Ges,7=0.0577Ds ；Gcd=0.6878Ds第三步：[Ges,3 (hes,3-hew,3)+ Ges,4(hew,4-hew,3)]ηh=Gcd△hfwηh=Gcd△hfw对4级回热器列热平衡方程：Ges,4(hes,4-hew,4)ηh=Gcd△hfw ..................9*对3级回热器列热平衡方程：[Ges,3 (hes,3-hew,3)+ Ges,4(hew,4-hew,3)]ηh=Gcd△hfw ..................10*对2级回热器列热平衡方程：[Ges,2 (hes,2-hew,2)+(Ges,4+Ges,3)(hew,3-hew,2)]ηh=Gcd△hfw ..................11*对1级回热器列热平衡方程：[Ges,1 (hes,1-hew,1)+(Ges,1+Ges,2+Ges,3+Ges,4)(hew,2-hew,1)]ηh=Gcd△hfw ..........12*联立9*～12*方程并代入相关数值，求得：Ges,1=0.0428 Gcd ；Ges,2=0.0445 Gcd 。
压水堆核电厂二回路系统与设备介绍PPT课件( 31页)
4.2 核电厂汽轮机工作原理及结构
4.2.1பைடு நூலகம்汽轮机工作原理
蒸汽的能量转换过程： 蒸汽热能蒸汽动能叶轮旋转的机械能
级：完成由热能到机械能转换的汽轮机基本工作单元， 在结构上由喷管（静叶栅）和其后的动叶栅所组成。 分为冲动级和反动级。
1－主轴 2－叶轮
转子 3－动叶栅
4－喷嘴（静叶栅） 5－汽缸 6－排汽口
• 附属设备：主汽阀、调节阀、调节系统、主油泵、辅 助油泵及润滑装置。
现代压水堆核电厂汽轮机典型结构： • 冲动式四缸双流中间再热凝汽式饱和蒸汽汽轮机 • 一个高压缸，四个低压缸，均为双流式 • 四个高、低压缸转子通过刚性联轴器联接成一个轴系 • 高压缸每个流道有5个压力级 • 低压缸每个流道有5个压力级
主蒸汽系统与主给水系统和辅助给水系统配合，用 于在电站正常运行工况、事故工况下排出一回路产生的 热量。
向反应堆保护系统、安全注射系统和蒸汽管路隔离 动作提供主蒸汽压力和流量信号。
4.3.2 系统描述
• 核岛部分 三条主蒸汽管道，每条管道上有以下设备： 7个安全阀 三个动力操作安全阀，整定压力8.3MPa 四个常规弹簧加载安全阀，整定压力8.7MPa 向大气排放的接头 主蒸汽隔离阀 主蒸汽隔离阀旁路管线
4.4.3 系统主要设备
• 减压阀 15个排放控制阀，分别位于凝汽器蒸汽排放系统和除氧器蒸汽排 放系统，实现排放名义蒸汽流量的85％。
• 气动蒸汽排放控制阀 装于三根主蒸汽管道上，用于大气蒸汽排放控制系统。排放容量 为10％～15％额定容量。
• 消音器 安装气动蒸汽排放控制阀的管线上都配备一个消音器，以减小排 汽噪音。
• 半速机组与全速机组
4.3 主蒸汽系统
核动力二回路热力系统优化研究
核动力二回路热力系统优化研究发布时间：2022-10-24T01:56:37.945Z 来源：《当代电力文化》2022年12期作者：王稳、冯海洋[导读] 热力系统是以一系列热力循环为基础，与各种管道管件、汽轮机和蒸汽发生器相连，形成一个完整的热力系统。
反应堆产生的的热能先转化为机械能，再转化为电能，部分热能还用于加热。
王稳、冯海洋山东核电有限公司265100摘要：热力系统是以一系列热力循环为基础，与各种管道管件、汽轮机和蒸汽发生器相连，形成一个完整的热力系统。
反应堆产生的的热能先转化为机械能，再转化为电能，部分热能还用于加热。
在此基础上，本文作者根据以往的工作经验，分析了改善核电站二回路热状态的参数，并对改善核电站二回路热状态的行动进行了展望，让核电站可以在以后的实际工作中得到参考。
关键词：核动力二回路；热力系统引言为提高热效率，由再热循环和回热循环组成的饱和蒸汽朗肯循环被广泛应用于反应堆核电站二回路热回路中。
该系统主要由二回路、高压汽轮机、汽水分离再热器、低压汽轮机、凝汽器、低压加热器、高压加热器组成。
其中，汽水分离再热器主要由分离器和两级加热器组成，一级加热器采用高压缸抽气加热，二级加热器采用新蒸汽加热。
高低压给水加热器广泛使用表面换热器和混合除氧加热器。
高压热水器由高压缸的抽汽加热，低压热水器由低压缸抽汽加热。
高压水加热法将水逐级加热，最后进入脱气机，低压热水器进水法加热，最后进入冷凝器。
1.核电二回路主要设备蒸汽发生器产生的饱和蒸汽进入高压缸做功，做功后的泛汽离开高压缸进入汽水分离再热器。
汽水分离再热器的作用是减少低压湿汽缸长叶片中湿气的磨损、腐蚀和损失，改善低压汽缸的工作条件。
抽汽加热系统由四级低压加热器、两级高压加热器和一个混合式除氧器组成。
抽汽加热系统的主要目的是在凝汽器中的凝结水进入蒸汽发生器前，利用汽轮机抽汽进行加热，以提高汽轮机热循环效率。
在此过程中，还使用除氧器去除水中的氧气和其他不可冷凝气体，以最大限度地提高水质。
核电压水堆二回路简述
核电压水堆二回路简述一、定义二回路系统（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、功能利用一回路产生的高温高压蒸汽在汽轮机里面膨胀做功，将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。
为实现热能向机械能的转换，压水堆核电站二回路热力系统一般采用蒸汽动力循环。
它采用以朗肯循环为基础的再热回热循环，以提高循环热效率，增加核电站的热经济性。
三、热力系统的特征以大亚湾核电站二回路为例：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。
四、核汽轮机的特点1）新蒸汽参数低二回路新蒸汽参数取决于一回路冷却剂温度。
为了保证反应堆的安全稳定运行，不允许一回路冷却剂沸腾(过冷水)。
即一回路冷却剂温度取决于一回路压力，而一回路压力应按照反应堆压力容器的计算极限压力选取。
因此，压水堆核电站的蒸汽参数普遍要比火电厂低很多。
例如，目前常规电站大型汽轮机的蒸汽初参数都在16.5MPa，538℃以上，一些超临界机组的蒸汽参数已超过25MPa，600℃。
而压水堆核电站汽轮机的主蒸压力通常为6—7 MPa，初温度为260℃-285℃。
2）新蒸汽参数在一定范围内反滑变化这取决于核电厂的稳态运行特性。
3）循环热效率低最先进的压水堆核电站大功率湿蒸汽汽轮机的循环热效率可达36% ，约为先进火电机组的73%左右。
4）理想焓降小湿蒸汽汽轮机的理想焓降比高参数汽轮机的小很多。
总焓降，核汽轮机约为943 kJ／kg ；常规火电亚临界机组约为1544 kJ／kg；超临界机组约为1733 kJ／kg 。
5）大多数湿蒸汽汽轮机中没有中压缸低压缸约产生汽轮机全部功率的2／3，低压缸相对内效率对机组经济性的影响更大。
核电厂二回路热力系统运行热经济性评价方法研究
核电厂二回路热力系统运行热经济性评价方法研究发布时间：2022-08-02T01:27:01.275Z 来源：《中国科技信息》2022年33卷3月第6期作者：史志方[导读] ：核电厂二回路热力系统是实现热能向电能转换的重要装置，史志方三门核电有限公司浙江省台州市 317100摘要：核电厂二回路热力系统是实现热能向电能转换的重要装置，为切实保障核电厂的发电效率，应当建立完善的热经济性评价体系，对热力系统的运行效力进行综合评价。
本文对二回路热力系统的热经济性进行浅述时，大抵从评价体系的构架及应用两方面展开，并认为评价体系应当涉及设备可靠性、系统性能两大方面，在具体应用时，应当注意系统设计、运维质量、能量转换效率。
关键词：核电厂；热力系统；热经济性；应用引言核电厂二回路热力系统是核电厂运行中的重要装置，对核电厂的发电能力、能源转换效率存在较大影响，因而在研究核电厂的问题上，应当重视二回路热力系统。
基于构件、布局、运行流程等差异，在性能、优势、劣势等上会因为热力系统的差异而存在偏差，为切实保障核电厂产出，应当重视对二回路热力系统的经济性评价工作。
一、评价体系的构架（一）设备可靠性对热力系统的热经济性进行评价时，首要便是从设备可靠性的角度，审视热力系统在正常、异常工况下的设备运行情况，一般可以透过故障率降低、稳定性提升，对设备运行的热经济性进行综合评价。
热力系统的设备组成大致包括汽水分离机、管道、高压阀、汽轮机、冷凝器、除氧器等。
在展开设备可靠性评价时，应当对此类机器的质量、运维稳定性、性能保持进行综合评价。
其中汽水分离机是将水汽、液态水进行分离的重要装置，管道是为蒸汽、液态水提供承压、承输媒介的装置，高压调节阀可以透过阀门启闭实现对蒸汽、液态水输送的管控，汽轮机是在蒸汽驱动下对发电机做功的装置，冷凝器是对未能利用的蒸汽进行收集的装置，除氧器可以降低水中氧气，避免水分对管道等产生氧化锈蚀等。
整体来看，热力系统所涉及到的设备较多，在具体进行热力系统评价时，需要对各个部件进行质量测验，对工况环境存在要求下，还要重视耐高压、耐高温、持续运行方面上的测试工作[1]。
大亚湾核电站二回路系统和设备
0
1
4.4.3 系统主要设备
• 减压阀 15个排放控制阀，分别位于凝汽器蒸汽排放系统和除氧器蒸汽排 放系统，实现排放名义蒸汽流量的85％。
• 气动蒸汽排放控制阀 装于三根主蒸汽管道上，用于大气蒸汽排放控制系统。排放容量 为10％～15％额定容量。
• 消音器 安装气动蒸汽排放控制阀的管线上都配备一个消音器，以减小排 汽噪音。
7
4.3.3 系统流程图
➢ 在机组启动时，与RCP配合，导出反应堆多余的热量 ，以维持一回路的温度和压力。
➢ 在热停堆和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。
➢ 汽轮发电机组突然降负荷或汽轮机脱扣时，排走蒸汽 发生器内产生的过量蒸汽，避免蒸汽发生器超压。
• 半速机组与全速机组
4
4.3 主蒸汽系统
4.3.1 系统功能 • 将蒸汽发生器产生的蒸汽输送到下列设备和系统：
➢ 主汽轮机 ➢ 汽水分离再热器（GSS） ➢ 除氧器（ADG） ➢ 给水泵汽轮机（APP） ➢ 蒸汽旁路系统（GCT） ➢ 汽轮机轴封系统（CET） ➢ 其他辅助蒸汽用汽单元（STR）
4
4.5.2 系统结构
• 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。
5
6
4.6 汽轮机轴封系统
4.6.1 系统功能
➢ 对主汽轮机、给水泵汽轮机和蒸汽阀杆提供密封，用以防止 空气进入和蒸汽外漏。 阻止空气自负压轴封处漏入汽轮机和给水泵汽轮机； 防止高压缸内高湿度排汽自低压轴封漏出，磨损轴封； 防止给水泵汽轮机高压侧和主要阀门内的蒸汽从轴封处外漏 。
第1章压水堆核电厂二回路热力循环
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1.8.3 水和水蒸气状态参数及图表
1. 水和水蒸气的状态参数按不同区域，由给出的独立状态参数 通过实际气体方程计算（通常由计算机完成）或查图表确定。
压水堆核电厂热工 流体理论基础
童钧耕
上海交通大学机械与动力工程学院 工程热物理研究所
Tel:
021-34206329
Mail:
jgtong@
1
电厂的任务—— 核能或化学能
热能
电能
能量转换的原理和规律—— 工程热力学 热量传递的规律—— 传热学 流体在各种设备中流动的规律—— 流体力学
0.0
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-0.0002 0.0000 0.0763 0.2248 0.3670 0.5050 0.9550 1.3069 1.4186 1.8420 2.3307 2.7926 3.2533 3.7773 4.4092
s
9.1544 9.1541 9.0236 8.7794 8.5560 8.3511 7.7540 7.3545 7.2386 6.8381 6.4312 6.0716 5.7042 5.2104 4.4092
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压水堆核电厂二回路热力系统课程设计(DOC)
运行结果如下：Ne=10^6; %发电功率（KW）Ed=0.0105; %排污率n1=0.994; %一回路能量利用系数nli=0.89; %低压缸内效率nm=0.98; %汽轮机组机械效率nge=0.98; %发电机效率nh=0.98; %加热器效率Hfwp=6.7; %给水泵扬程pw=918.19; %给水密度nfwpp=0.58; %给水泵效率nfwpti=0.8; %给水泵汽轮机内效率nfwptm=0.9; %给水泵汽轮机机械效率nfwptg=0.98; %给水泵汽轮机减速器效率Hfh=2774.9846; %蒸汽发生器出口新蒸汽比焓（kj/kg）Hg=842.86; %蒸汽发生器给水比焓（kj/kg）Hps=1241.17; %蒸汽发生器运行压力下的饱和水焓（kj/kg）xhz=0.8615; %高压缸排气干度xz1=0.995; %第一级再热器的干度Hho=2480.12; %高压缸出口焓Hhi=2774.9782; %高压缸进口蒸汽焓Hli=2988.3463; %低压缸进口焓Hlo=2296.4958; %低压缸出口焓Hsrh1=2614.86; %汽水分离再热器第一级抽气焓Hzs1=1018.9756; %汽水分离再热器第一级疏水焓Hsrh2=2783.348; %汽水分离再热器第二级抽气焓Hzs2=1219.8773; %汽水分离再热器第二级疏水焓Hfw=707.227; %分离器分离水比焓h1=99.46; %高低压加热器中的平均焓升h2=117.6; %再热器中的平均焓升Hfwi=[146.6448 246.10 345.56 445.02 544.48 643.94 743.40]; %各级加热器进口焓（kj/kg）Hfwo=[246.10 345.56 445.02 544.48 643.94 743.40 842.86]; %各级加热器出口焓(kj/kg) Hc=[2377.40 2525.49 2666.18 2803.096 2480.12 2448.787 2531.89]; %每一级的给水加热器的加热蒸汽比焓Hw=[254.06 353.61 453.235 552.88 0 753.57 854.18]; %每一级给水加热器疏水比焓H=100;for Gslp=100:3000if abs(H-Hfwo(5))/Hfwo(5)<0.005H=(X*Hfwo(4)+(Ghes(1)+Ghes(2)+Gzc1+Gzc2)*Hw(6)+Gsdea*Hho+Hfw*Gslp*(xz1-xhz)/xhz)/Gfw; breakelseendfor Gfw=Gslp:3000;Nfwpp=1000*Gfw*Hfwp/pw; %给水泵有效功率Nfwpt=Nfwpp/(nfwpp*nfwptm*nfwptg); %给水泵实际功率Gsfwp=Nfwpt/(Hfh-Hho); %给水泵耗气量Ds=Gfw/(1+Ed); Gd=Gfw-Ds; %Ds为新蒸汽气量，Gd为排污量X=Gslp+Gd+Gsfwp; %假设给水量Gles(4)=h1*X/(Hc(4)-Hw(4))/nh;Gles(3)=(h1*X-nh*Gles(4)*(Hw(4)-Hw(3)))/(Hc(3)-Hw(3))/nh;Gles(2)=(h1*X-nh*(Gles(3)+Gles(4))*(Hw(3)-Hw(2)))/(Hc(2)-Hw(2))/nh;Gles(1)=(h1*X-nh*(Gles(2)+Gles(3)+Gles(4))*(Hw(2)-Hw(1)))/(Hc(1)-Hw(1 ))/nh;w1=(x-Gles(1)-Gles(2)-Gles(3)-Gles(4))*(Hli-Hlo)+Gles(1)*(Hli-Hc(1))+Gles(2)*(Hli-Hc(2))+Gles(3)*( Hli-Hc(3))+Gles(4)*(Hli-Hc(4));W1=w1*nm*nge;W2=10^6-W1; %上述程序Gles指的是低压给水再热器抽气，括号内数字为级数。
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大亚湾核电厂提供的 二回路热力系统。 汽轮机采用一台双流 高压缸和三台双流低 压缸，采用两级再热 ，回热加热系统由4 级低压加热、两级高 压加热和一台除氧器 ，给水泵采用的是两 台50%容量的汽动给 水泵和一台50%容量 的电动给水泵。
蒸汽发 生器
高压缸
汽水分离 再热器
低压缸
冷凝器
高压加 热器
8.3.2 抽气系统
各级低压加热器的蒸汽来自低压缸抽汽。在从低压缸通 往加热器的抽汽管道上装有逆止阀和隔离阀，逆止阀的位置 尽量靠近抽汽口，以减少中间容积，防止汽轮机甩负荷时蒸 汽或水倒流入汽轮机；隔离阀位置靠近加热器端，防止加热 器传热管破裂或疏水受堵造或壳侧满水时倒流入抽汽管道。 大亚湾核电厂二回路一、二级低压加热器直接布置在凝 汽器喉部，这样大大缩短了抽汽管道长度，减小了湿汽容积， 降低了汽轮机超速的危险性，所以这种情况下抽汽管道上不 装逆止阀和安全阀。 用于高压加热器的抽汽来自高压缸，抽汽管线上设有逆 止阀和隔离阀，设置原则与上述低压加热器的相同。
这种自流疏水系统，不增添任何设备，系统简单，但经济 性差。这是由于从较高压力的加热器的疏水流到较低压力的加 热器时，部分闪蒸蒸汽就排挤了一部分低压加热蒸汽，即减少
了汽轮机的较低压力抽汽量。若保持汽轮机功率不变，势必增
加凝汽循环发电量，最后增加了在凝汽器中的热损失。同时，
疏水经过最后一级加热器排入凝汽器，热量被循环水带走，从
除氧器 主给 水泵
低压加 热器
凝结 水泵
核电站经济指标
（1 ）电站毛效率和净效率
【电站毛效率】是指发电机输出电功率与热力系统输入
热功率的比值。 【净效率】则是指发电机输出电功率扣除厂用电后与热 力系统输入热功率的比值。此指标代表了一个电厂能源 转换的能力。 大亚湾核电站发电机额定输出电功率为983.8 MW ，一回 路输出热功率为2905MW，则毛效率为： η 毛＝983.8/2905＝33.87% 扣除厂用电49 MW ，电站净效率为： η 净＝（983.8-49）/2905＝32.18% 现代大型常规火电厂的毛效率一般为40%左右。
组 成
二回路系统主要由饱和蒸汽汽轮机、发电机、冷凝器
（或称凝汽器）、凝结水泵、低压加热器、除氧器、给水
泵、高压加热器、中间汽水分离再热器和相应的仪表、阀
门、管道组成。
还包括主蒸汽排放系统、循环冷却水系统、控制保护系统、 润滑油系统等辅助系统。 其中大部分设备与火电站差不多。
典型热力系统介绍
汽轮机采用的是一台双流高压缸和三台双流低压缸配
8.3.3 疏水系统
加热蒸汽在加热器或管道内的凝结水称为疏水。这里讲的 疏水指加热器壳侧的凝结水。疏水方式有采用逐级自流的连接 系统、采用疏水泵的连接系统和疏水冷却器系统。 1、逐级自流疏水系统
表面式加热器的疏水利用相邻 加热器之间的压力差，将抽汽压 力较高的加热器内的疏水逐级自 流至相邻压力较低的一级加热器 中，这样的疏水系统称为逐级自 流疏水系统。 对一个全部采用逐级自流的疏 水系统，高压加热器逐级自流疏 水至除氧器；对于除氧器前面几 级低加加热器，疏水最终导入凝 汽器。
(2) 汽耗率
【汽耗率】是指汽轮发电机组每发出1 KW h电能所需
要的蒸汽量。汽耗率是反映蒸汽做功能力大小的重要 指标。 大亚湾核电站汽轮机耗汽量为1532.7 kg/ ｓ＝ 5517.72×103 kg/h，其汽耗率为 d ＝5517.72×103kg/h／983.8×103 kW h＝5.61 kg/ kW h 现代大型常规火电厂的汽耗率一般为3.0 kg/ kW h左 右。
而又引起额外的热损失。若逐级自流的疏水，最后不排到凝汽 器，而是送入热阱或凝结水泵入口，则经济性会有所改善。
2、疏水泵系统
疏水泵系统是将回热加热器 壳侧的疏水由疏水泵升压后送入 凝结水或给水管路中。 为了保证热经济性，疏水在与 主凝结水混合时必须最接近于可 逆过程，即使两者之间的温差尽 可能小。所以用疏水泵将疏水送 入加热器之后（按主凝结水流动 方向）的主凝结水管道去的系统 的热经济性好。 这种疏水系统使主凝结水的 加热温度较高，最接近于热经济 最好的混合式加热器回热系统， 但由于疏水量不大，约为主凝结 水量的5%~15%，因而与主凝结 水混合后使主凝结水额外温升不 多，约0.5℃左右，所以这一系统 的热经济性仍比采用混合式加热 器的系统约低0.4%。
采用疏水泵使得系统复杂，投资增 加，耗厂用电，维修运行费用提高。因 此，一般在低压的热器末级或次末级使 用。例如，我国大亚湾核电厂，二回路 系统第3、4级低压加热器的疏水经疏水 泵送入第3、4级低压加热器之间的凝结 水管道中。
3、疏水冷却器系统
为了减少疏水逐级自流存在 的排挤低压抽汽量所引起的作 功能力损失，可配置疏水冷却 器。 疏水冷却器系统借助主凝结 水管内孔板造成压差，使部分 主凝水进入疏水冷却器吸收疏 水的热量，使疏水温度降低后 再进入下一级加热器中，减少 了疏水排挤低压抽汽所引起的 有时将疏水冷却器与加热器放置在一个壳 热损失。 体内（有时称为内置疏水冷却器），正象前 这种系统没有增加转动设备， 面所述的那样，在壳体一方设置一个疏水冷 不增加电耗，运行可靠，但增 却段，使进入加热器的凝结水或给水先被疏 设一台水一水热交换器，使投 水加热，疏水的温度降低后再排出加热器。 大亚湾核电厂二回路第四级低压加热器 资增加，多用于对经济性要求 就在管束最底部设有疏水冷却区，传热面积 高的大型机组中。 占总传热面积的5.7%。
置，串联在一根轴上，来自新蒸汽母管的主蒸汽管道 经主汽阀和调节阀进入汽轮机，主汽阀用于停机时切 断蒸汽供应；调节阀则用于按电网负荷的要求调节进 汽量。从主蒸汽母管有一旁路管线与汽轮机并联，当 电网阶跃大幅度降负荷或甩负荷时，蒸汽经此旁路管 线排往凝汽器。 该系统的基本特征是凝汽器真空除氧，在给水泵上游 没有单独设置除氧器，这种设计在西屋公司二回路设 计中经常被采用。
新蒸汽
汽水分离再热器A 高压缸 汽水分离再热器B
No.1 No.2 No.3
除氧器
7B
6B
4A
3A
2A
1A
去蒸 汽发 生器
7A 6A 4B 3B
2B
1B
低压加 热器
凝汽器 凝结 水泵
2C
1C
高压加热器
给水泵
凝结水—给水系统
8.3.1 回热加热器
表面式加热器通过金属壁将加热蒸汽的凝结放热量传递给凝结水或给水, 因有传热 阻力 , 一般不能将水加热至加热蒸汽压力下的饱和温度。加热蒸汽压力对应的饱和 温度和加热器出口水温之差称为端差。 混合式加热器可将水加热至蒸汽压力下的饱和温度 , 即无端差, 经济性好; 由于没有 金属传热面分隔, 结构简单, 并能去除所含气体, 除氧器就是一个混合式加热器。
从安全角度讲，二回路的另一个主要功能是将反应堆衰变
热带走，为了保证反应堆的安全，二回路设置了一系列系 统和设施，保障一回路热量排出，如蒸汽发生器辅助给水 系统、蒸汽排放系统、主蒸汽管道上卸压阀及安全阀等就 是为此设置的。
控制来自一回路泄漏的放射性水平。二回路系统设计上，
能提供有效的探测放射性漏入系统的手段和隔离泄漏的方 法。
第 3、 4级复合式低压给水加热器 第 3、 4级低压加热器均为两列各为 50%流量的 U形管表面式加热器，由一个壳体、 进出口水室、U形换热管束等组成。U形管胀接在管板上，管板再与水室和壳体焊在一 起，管束封闭在一个带蝶形端部的圆柱形钢壳体内。 水室被分为进口水室和出口水室。给水从水室下部进口水室进入，经U形管被蒸 汽加热，从上部出口水室流出。加热蒸汽进入壳体内遇到防蒸汽冲击板后，蒸汽流向 管束与壳体之间环形空间，沿着U形管长度均匀分布以加热给水，自身凝结成疏水经 加热器底部疏水管道排出。
大亚湾核电厂二回路有两级高压 加热器。 两级高压加热器还分别接 受汽水分离再热器的第一级、第二级 再热器的疏水和排放蒸汽，回收了热 量。 每台高压加热器配置一个疏水接 受器。汽水分离再热器的第二级加热 蒸汽凝结水排放到压力较高的高压加 热器的疏水接受器，第一级再热器的 疏水排放到压力较低的高压 加热器 的疏水接受器。这些疏水通过疏水箱 内的不锈钢扩散器降压排放到对应疏 水接受器。 疏水冷却段的疏水与加热抽汽的 凝结水送至除氧器。
（3 ）热耗率
【热耗率】是指汽轮发电机组每发出1 KW h电能所需
要的热量。它反映电站所产热量的能级大小。
蒸汽发生器产生的新蒸汽单位质量所含的能量为
2773.1 kJ/kg，进入蒸汽发生器的给水所含能量为 967.62 kJ/kg，则其热耗率为： q ＝5.61×（2773.1－967.62）＝10128.7 KJ/ kW h 现代大型常规火电厂的热耗率一般为8000 kJ/ kW h 左右。
8.2 主蒸汽系统（VVP）
主蒸汽隔离阀管廊 大气
辅助给水系统
安全阀
大气Hale Waihona Puke 隔离阀辅助给水系统
去轴封 系统
去再热器
去再热 器
主汽轮机 安全阀
大气 辅助给水系统
隔离阀
给水泵 汽轮机
给水泵 汽轮机
安全阀
隔离阀 凝汽器
蒸汽旁路系统 除氧器 去蒸汽转换器
安 全 壳
主蒸汽系统
主蒸汽系统主要设计参数
8.3 凝结水和给水回热加热系统
表面式加热器
表面式加
热器多用U 形管作为 传热管的 管壳式加 热器
第 1、 2级复合式低压给水加热器 所谓复合式加热器是指第1级和第2级低压给水加热器组合在一个共同的壳体内。每台 第1、2级复合式加热器 机组有结构完全相同的三台复合式加热器，分别布置在三个冷凝器内。每台复合式加 热器外壳内包容着两级用内壳体分隔开的U形管加热器，每级都是双流道U形管表面式 热交换器。给水在U形管内流动，加热蒸汽在U形管外侧流动。