核电站二回路系统与设备

工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page1核电站热力系统技术交流材料提纲核电站热力系统的构成常规岛厂房布置特点核电机组的特点核电与火电热力系统与设备的差异工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page21.1核电常规岛热力系统示意图工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page31.2核电站常规岛厂房平面布置图工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page41.2核电站常规岛厂房设备布置图示工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page51.2核电站常规岛厂房剖面图示工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page61.2核电站常规岛厂房整体布置简介常规岛厂房整体布置的初步比较主汽轮发电机与汽水分离器的布置油室的分布与设计特点除氧器与给水泵组的布局汽机旁路系统的布置工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page72、核电机组热力系统的特点2.1初参数低且湿度大核电机组蒸汽参数低为略带湿度的饱和蒸汽，这比常规火电汽轮机初参数低得多。2.2进汽量和容积流量大核电汽轮机有效焓降仅为常规火电汽轮机的50%左右,同等功率核电汽轮机的进汽量是火电机组的2倍,而容积流量则为4-6倍。2.3单机功率大且承担基荷核电机组设计容量大并承担电网的基本负荷，而火电机组启动速度快，往往参加电网调峰。工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page83、核电与火电热力系统与设备的差异3.1核电机组设计制造特点结构特点由于蒸汽初参数低和容积流量大,核电汽轮机设计制造多采用1个高压缸加2～4个低压缸的结构(除Arabelle机型）,相同功率的常规火电汽轮机,毫无例外地由高、中、低压缸组成。高压缸都是双流程,和火电汽轮机中压缸一样。低压缸由于容积流量大需要较大排汽面积,四排汽至八排汽，汽缸体积大、重量大。再加上汽水分离器的设置，从而从常规岛厂房总体布置不同。工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page93、核电与火电热力系统与设备的差异转速选择常规火电汽轮机采用全速,极少采用半速机，核电机组因为进汽量和排汽容积流量很大,随着功率的增加选用半速机组是核电发展必然趋势。与常规火电全速汽轮机相比,核电半速汽轮机在不增加转动部套所受应力的情况下,允许把线性尺寸放大1倍左右,从而可得到约3～4倍于全速机组的通流面积和排汽面积,以适应其排汽面积较大的需要。但是由于半速机组的转子平均直径大,叶片长,增大了转子和叶片的设计、制造成本,因而半速机组的制造、安装总费用高于全速机组；但就其寿期内经济效益要高于全速机组。工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page103、核电与火电热力系统与设备的差异去湿防蚀及汽水分离再热系统的设立核电站二回路的蒸汽参数低,工作段大部分为湿蒸汽,所以要采取去湿、防蚀、提高蒸汽干度的措施,以保证核电机组的安全。去湿除增设汽水分离再热器(ＭＳＲ)外,主要措施有:在不引起严重漏汽损失的情况下,尽量采用无围带的动叶片;在级后设置去湿槽以及时排除沉积的水分;采用回热抽汽增大去湿量;各级级间设有向下一级疏水的槽道等。防蚀主要措施有:在蒸汽温度大区域工作的零部件采用耐蚀防锈材料(如低铬合金钢)。工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page113、核电与火电热力系统与设备的差异主蒸汽管路与主给水管道的抗震设计核电机组主汽与主给水管道有一段属核安全二级的管段，要求承受安全停堆的地震强度，如一期设计极限安全要求的基岩地面水平峰值加速度SL-2=0.2g，结合该条件组合其它因素进行静态动态应力分析。而火电机组上述管道均为常规管道，无需承受地震荷载。汽轮机飞射物对核安全设施的影响这是核电机组设计的特点，机组在总平面规划时应力求避免出现这样的问题，当堆机布置不能避免地产生这样的问题时应对汽轮机飞射物对相邻核安全设施的影响进行概率分析，假想汽轮机低压转子断裂而进行的计算概率分析。工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page123、核电与火电热力系统与设备的差异3.2热力系统构成的不同点汽水分离再热系统（GSS）功能：除去高压缸排出蒸汽中98%的水份（汽水分离的功能）；提高进入低压缸蒸汽的温度使其有一定过热度（再热器功能）；防止或减少湿蒸汽对低压缸部件的腐蚀和侵蚀。核电机组设计汽水分离系统作为中间再热提升低缸进汽的温度，既提高机组效率又保障设备安全，与火电机组设置中间再热器结构不同，功能相当。工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page133、核电与火电热力系统与设备的差异GSS系统简述113VL去冷凝器低负荷去冷凝器8个爆破盘高压缸抽汽新蒸汽预热去除氧器去三台低压缸去6号高压加热器疏水箱去冷凝器去7号高压加热器疏水箱去冷凝器去冷凝器汽水分离第一级再热第二级再热抽汽再热器疏水箱120BA新蒸汽再热器疏水箱110BA联合疏水箱130BA汽水分离疏水箱140BA去B列备用新蒸汽新蒸汽预热新蒸汽再热108VV162VV115VV156VV152VV155VV107VV106VV125VV126VV105VV128VV127VV112VL110VL103VL114VL108VL105VL110PO去冷凝器去6号高加去冷凝器去7号高加去B列工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page143、核电与火电热力系统与设备的差异汽水分离器结构介绍工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page153、核电与火电热力系统与设备的差异MSR系统的温度控制MSR温度控制器的主要功能：•自动或手动控制由MSR供向低压缸的热再热蒸汽的温度。•机组在冷态启动时预热MSR作为冲转的前提条件。•控制新蒸汽和抽汽再热器的15%放气阀。•控制抽汽再热器的新蒸汽后备系统的切换。工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page163、核电与火电热力系统与设备的差异MSR系统控制过程•预热：当新汽再热器管板温度小于120℃及抽汽再热器管板温度小于90℃须预热MSR，作为汽机冲转的前提条件；•汽机升速至5%MCR：期间“冻结”初始整定值，控制进入新蒸汽再热器管束的新蒸汽供汽压力为汽机刚开始升速前测得的新蒸汽再热器管板温度相对应的饱和压力。•汽机负荷大于5%MCR：整定值“解冻”以初始值开始以1.2℃/分恒定速率线性上升，实测值与整定值的偏差送PI调节器控制152VV的开度。•负荷大于30%且热再蒸汽温度已达到282℃开始切换，随着汽机负荷增加，新蒸汽经过开旁路阀155VV不受控进入新蒸汽再热器。工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page173、核电与火电热力系统与设备的差异MSR系统运行GSS温度控制曲线工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page183、核电与火电热力系统与设备的差异汽机旁路系统（GCT）功能：•改善机组冷热态启动工况，缩短启动时间；•满足停机不停堆瞬态工况机堆单独运行直至故障消除；•反应堆启停过程投入GCT来维持一回路的正常升温；•满足甩负荷工况旁路快速开启从而防止主蒸汽超压；核电机组旁路系统GCT-C相当于无中间再热火电高压机组的大旁路，核电机组旁路容量较火电为大。而大容量机组火电机组无不采取一二级高、低旁路系统。此外核电站的GCT也是反应堆控制的补充手段使汽机负荷与反应堆功率解除耦合的手段。（暂态）工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page193、核电与火电热力系统与设备的差异GCT系统组成与排放能力GCT-a大气排放阀的最大容量在86bar.a排放压力下为450t/h.GCT-c工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page203、核电与火电热力系统与设备的差异GCT-C的控制模式根据机组的功率水平GCT-C设有两种控制模式：•温度控制模式（Tavg模式）：用一回路平均温度与其参考值之差及一、二回路功率偏差（生成最终功率整定值情况）作为信号，使GCT-C各组阀门开启。用于机组功率15%PN以上且反应堆处于自动控制状态。•压力控制模式（P模式）：用主蒸汽联箱压力测量值与其整定值之差作为信号，使GCT-C第1组和第2组阀门开启。用于机组功率15%PN以下，且反应堆处于手动棒控。火电站旁路控制系统只有压力控制一种模式。机组启机及瞬态工况旁路系统控制方式介绍：工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page213、核电与火电热力系统与设备的差异启动给水系统（APD）岭澳电站与大亚湾不同：增加了机组APD启动给水系统，用于在反应堆RRA连接至ARE正式供水期间向蒸汽发生器供水，从而解放出ASG系统作为其后备。启动给水系统以一台电动定速、卧式多级离心泵与配套油站为核心，取水自除氧器，经高压加热器送到蒸汽发生器，以满足低功率（3%PN)以下正常的启动或停堆状况给水要求，从设计功能上相当于增加一台低流量（3%）的电动给水泵，启动逻辑与APA类似，只有当APP/APA停运，且APD跳闸及RRA未投运的情况自动联动ASG后备启动。工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page223、核电与火电热力系统与设备的差异停机保养系统（GCA）由于核电湿蒸汽介质环境的特点，常规岛保养系统设计用于汽轮发电机组/给水加热系统长期停运时防止设备内部构件的腐蚀。其系统包括三部分：Ø氮气覆盖系统给水加热设备停运后通过氮气分配系统充氮至No3/4、除氧器与高加汽侧，防止蒸汽侧湿度大长时间停运后腐蚀。Ø空气循环系统空气循环借助于设置的空气干燥系统加热加压使干空气通过GSS/低压缸/高压缸/主给水泵小机和冷凝器进行循环，排出设备内部残留的湿汽。Ø湿保养部分这部分不需额外增加设备，在低加、高加及给水管道充水进行湿保养。工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page233、核电与火电热力系统与设备的差异空气循环系统工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page244、核电常规岛部分系统介绍GCT-AGCT-AGCT-AASGASGASG001VV002VV003VV141VV144VV142VV145VV140VV143VV汽动给水泵A蒸汽旁路排放系统(GCT-C)汽水分离再热器系统汽机轴封系统除氧器汽动给水泵B蒸汽旁路排放系统(GCT-C)疏水疏水疏水疏水疏水7个安全阀7个安全阀7个安全阀主蒸汽系统（VVP）：去蒸汽转换器去GSS加热器主蒸汽管廊主蒸汽联箱工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page254、核电常规岛部分系统介绍STR设计特点工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page264、核电常规岛部分系统介绍轴封蒸汽系统（CET）：工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page274、核电常规岛部分系统介绍002BA汽机疏水箱001BA新蒸汽疏水箱1号冷凝器2号冷凝器3号冷凝器001PO002PO003PO101VL201VL301VL108VL208VL308VL026VL025VL006VL024VL010VL001FI004DICET001CS去低压加热器系统ABPCEX022VD来自常规岛除盐水分配系统（SER）补水003VL004VL320VL321VL来自APG凝结水系统（CEX）：热井磁性过滤器旋转过滤器精处理工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page284、核电常规岛部分系统介绍设计工况低加系统（ABP）：联合冲冼工程公司/设计部介绍材料CNPEC2011/10/24Page294、核电常规岛部分系统介绍004VL032VV033VV排大气排冷凝器13个安全阀排大气6号高家疏水APA再循环APP再循环APP再循环去电动给水泵010PO002VL003VL来自低压给水加热器系统去冷凝器005VL去