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。
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。这些差异可能来源于核电厂的设计要求、发电需求、经济考虑和环境条 件等多个方面的因素。了解和分析这些差异可以帮助我们更好地了解核电厂的运行情况， 并为优化核电厂的设计和运行提供参考。
浅谈核电同火电汽轮机的比较
浅谈核电同火电汽轮机的比较 我国第一座核电站始建于上世纪50年代，核电发展历经60年。我国核电发展在前期速度较慢，随着近年来经济的飞速发展科学技术的不断进步，核电发展速度正逐渐提升。由于核电汽轮机的配套反应湿蒸汽参数低，具有放射性的特点，因此，需要将核电汽轮机组与火电汽轮机组加以区别。本文将从热力参数、结构特性、流通设计和运行方式等方面对核电汽轮机和火电汽轮机进行比较分析。 一、热力设计参数不同 由于当前大部分核电站采用的是压水堆，压水堆核电站汽轮机的热力设计设计参数特点为：流量大、焓降小、蒸汽参数低、效率低。反应堆供给汽轮机的蒸汽参数低，通常为5～7MPa，湿度在0.25～0.41%之间，温度在270～285℃之间，显示为略带湿度和蒸汽饱和状态。当核电汽轮机与火电汽轮机排气压力相同时，核电汽轮机做功是有效焓降低，大约为火电汽轮机焓降的一半。火电汽轮机窝炉则是采用的燃煤、燃气和燃油等燃料。主蒸汽高温、高压的过热蒸汽。 二、结构特性不同 由于热力设计参数不同，核电汽轮机与火电汽轮机在设计结构也有所不同，具体差异如下： （一）外形尺寸差异 相比火电汽轮机，核电汽轮机的进气参数低、比容大，具体进气容量约为相同功率火电的火电汽轮机机的一倍，这就要求核电汽轮机进气管、阀门以及汽缸尺寸比常规汽轮机要大，高压缸叶片要长于一般汽轮机。另外，在相同功率的条件下，核电汽轮机末级叶片比火电汽轮机的末级叶片药长、外形尺寸大、排气面积大。 （二）汽水分离、再热器（MSR）的设置存在差异 核电汽轮机的工作蒸汽为饱和蒸汽，该蒸汽通过高压锅做工之后，产生的排气湿度较大，如果直接将蒸汽排入低压缸，将会导致汽轮机的某些零部件因水侵蚀而损坏。因此，为了降低汽轮机低压缸的蒸汽湿度，就需要提高低压缸的蒸汽温度，这样就可以确保核电汽轮机具有一定的过热度，热力循环效率得到相应的
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。 某核电厂主蒸汽系统的差异主要体现在蒸汽参数、主蒸汽节流控制方式、主蒸汽系统 布置和设备选型等方面。这些差异可能会影响到主蒸汽系统的运行性能，因此需要在设计
简述核电厂运行中的主蒸汽案例阀技术改进
简述核电厂运行中的主蒸汽案例阀技术 改进 摘要：主蒸汽安全阀是核电站核级二级阀，它担负着在突发和突发事件时，主蒸汽管路和蒸汽发生器的超压保护功能，其安全等级和操作等级都有很高的要求。但因其所处管道振动大，造成阀门零件存在异常磨损等问题。基于此，本文介绍了主蒸汽安全阀的主要缺陷和特性，并对其成因进行了分析，对如何改进主要蒸汽安全阀，给出了一些有意义的建议。 关键词：核电厂；主蒸汽；安全阀技术 引言 在压水堆核电站中，主蒸汽系统是核心设备。它的主要作用是把主反应炉中的裂变热量转移到二次循环。核岛蒸汽发生器产生的高温、高压饱和蒸汽为涡轮提供动力，并将其输送到常规岛。主蒸汽安全阀作为二次循环蒸汽发生器和二次蒸汽管路的超压。核电厂主蒸汽安全阀安全级别高，操作水平高。按照 RCCM标准，核安全级别是二级。经过对主安全阀的拆解与检修，发现其主要故障有：汽缸固定销脱落、导向铜环磨损。为此，对安全阀的主要问题及成因进行了探讨。 一、主蒸汽安全阀的工作原理 主蒸汽安全阀的工作原理是：在正常工作时，当主蒸汽压力维持在标准压力下，安全阀上部的弹簧预紧力通过阀杆将阀盘安装在阀座上的阀片紧紧地压在阀座上，从而实现对蒸汽的密封。在主汽操作超压时，由于汽压作用于阀片的合力大于弹簧的预紧力，导致阀片被向上推，从而提升阀杆。阀片与阀座分离，使得阀盘座组件在排气装置内上下移动，并经由排气设备排出蒸汽。当主要蒸汽压降到系统正常工作压力时，阀杆上的弹力会把阀杆压回到阀座上。主要的蒸汽安全阀可分为两类，一类是加能辅助安全阀，另一类是弹簧加载安全阀。加能型安全阀比弹簧型安全阀多一个气膜型致动器。在隔板上方加载压缩空气，可以作为弹
核电汽轮机与火电汽轮机的比较
核电汽轮机与火电汽轮机的比较 摘要：本文分析了火电与核电汽轮机的差异，介绍了核电汽轮机在热力设计和 结构的独特，且与火电汽轮机进行了比较，阐述了核电汽轮机与火电汽轮机的差别。 关键词：火电汽轮机；核电汽轮机；比较 一火电与核电汽轮机的差异 1.1基本热力参数的差别 压水堆核电机组与火电机组相比初参数低得多并且湿度大，主蒸汽为略带湿 度的饱和蒸汽（压力一般在6MPa左右，湿度为0.25%～0.5%），核电机组总焓 降约为同功率火电机组的三分之二，有效焓降仅为常规火电汽轮机的一半左右， 其汽耗显著增加，相应疏水量随之增大。同等容量核电汽轮机的进汽量是火电机 组的两倍，而容积流量则为五倍左右。蒸汽的容积流量增大，这就要求核电机组 的通流面积要大于火电机组。 1.2蒸汽热力过程的差别 在常规火电机组中蒸汽大部分处于过热蒸汽状态，只有在低压缸末几级处于 湿蒸汽状态下。核电汽轮机只有低压缸前几级处于过热状态，其余部分都处于饱 和线之下的湿蒸气状态.汽状态。图1表示了蒸汽在汽轮机中的膨胀过程。 （1）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，下方为湿蒸汽区工作，其余均在过热区。 （2）图中线段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。 从核电与火电热力过程线中，可以明显的看出两者间热力参数的差别。 图1蒸汽在汽轮机中的膨胀过程 1.3调节方式的差别 大容量的火电汽轮机普遍采用喷嘴调节配汽方式。这种配汽方式只有在最后 开启的那组调节阀的汽流受到节流的影响。因此，节流导致的能量损失不会很大，所以，对于变工况运行比较频繁的火电机组是最佳的配汽方式。核电机组蒸汽参 数低、流量大，采用喷嘴调节的调节级动叶片的应力很高。同时，对于湿蒸汽在 喷嘴出口会发生凝结激波，使叶片出汽处产生裂纹，影响机组安全运行。另外， 由于节流配汽方式在阀门全开或稍有节流的额定负荷下要比喷嘴配汽效率高，所 以对于带基本负荷的核电汽轮机普遍采用节流调节。 二核电汽轮机独特的结构和设计 2.1 核电汽轮机构成的独特性 核电站热力循环中增加了蒸汽的汽水分离再热循环，这是核电站中常规的部 分与常规火电的最大不同之处。 核电汽轮机主蒸汽是饱和蒸汽，汽轮机通流部分湿度大，蒸汽对叶片的腐蚀 很大，高压缸的排汽湿度也较大，如直接排入低压缸中将造成汽轮机零部件因水 蚀而损坏。如果不采取措施，低压缸的排汽湿度将会达到百分之二十多，对末级 叶片的冲刷腐蚀相当大，严重影响机组的安全运行和效率。所以，为了降低进入
浅谈核电厂运行中的主蒸汽安全阀技术改进
浅谈核电厂运行中的主蒸汽安全阀技术 改进 摘要：主蒸汽系统是确保核电厂正常运行的重要部分，而主蒸汽安全阀在蒸 汽管道内发挥着重要的功能作用，设计合理的安全阀可以避免主蒸汽系统发生过温、超压等事故，但是目前核电厂在正常运行的时候还是会出现一些泄露现象， 因此核电厂的管理者必须找到问题的根源，并对主蒸汽安全阀技术进行合理改进，以便确保核电厂的正常运行和工作人员的安全。 关键词：核电厂；主蒸汽安全阀技术；改进措施 前言 核电厂中的主蒸汽系统是一种非常关键的设备，它可以将循环中的热能转换 为对应的具有高温高压特性的蒸汽，从而为核电厂的汽轮机发电提供能量。主蒸 汽系统是否能够稳定地工作，直接关系到整个核电厂的工作质量和工作效率，主 蒸汽安全阀是主蒸汽系统中最重要的部件，它位于主蒸汽管路上，对相关装置起 到过压防护的作用。因此，本文就进行探讨了核电厂运行中的主蒸汽安全阀技术 改进措施，希望能对相关人员有效应用主蒸汽安全阀技术奠定基础。 一、主蒸汽安全阀在核电厂中的应用分析 在核电厂运行过程中主蒸汽安全阀是使用最广泛的一种安全泄放装置，且由 于核电厂主蒸汽系统的工作条件比较复杂，在正常运行时其工作介质以饱和水蒸 汽为主，一旦出现安全问题，其工作介质将变为含辐射的水，所以在主蒸汽系统 中的安全阀要能适用于多种不同的工况。另外，如果安全阀发生了泄露问题，那 么就会使得主蒸汽安全阀的密封表面迅速被腐蚀掉，如果其无法继续工作，不但 会对核电厂的机组运行产生不良后果，还会对核电厂的利润造成巨大损失，继而 需要相关人员有效进行改进主蒸汽安全阀技术，以便使得安全阀密封性能提升， 减少泄露发生的概率。同时，由于主蒸汽安全阀的技术复杂，生产工艺复杂，对
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核电厂系统与设备知识点 2020年前要新建核电站31座，今后每年平均需要建设两个百万千瓦级核电机组 我国发展核电的基本政策是：坚持集中领导，统一规划，并与全国能源和电力发展相衔接;核电政策：自主，国产化，与压水堆配套；引进的基础上,消化,改进,国产化。 在核电布局上优先考虑一次能源缺乏、经济实力较强的东南沿海地区。 坚持“质量第一，安全第一”，坚持“以我为主，中外合作” 我国确定发展压水堆 核岛:一回路系统及其辅助系统、安全设施及厂房。 常规岛:汽轮发电机组为核心的二回路及其辅助系统和厂房。 配套设施：除核岛、常规岛的其余部分。 压水堆核电厂将核能转变为电能是分四个环节，在四个主要设备中实现的： 1）核反应堆：将核能经转变为热能，并将热能传给反应堆冷却剂，是一回路压力边界的重要部件。 2）蒸汽发生器：将反应堆冷却剂的热量传递给二回路的水，使其变为蒸汽。在此只进行热量交换，不进行能量形态的转变；3）汽轮机：将蒸汽的热能转变为高速旋转的机械能； 4）发电机：将汽轮机传来的机械能转变为电能。 大亚湾核电厂共有348个系统 核电厂平面布置原则：a.区分脏净,脏区尽可能在下风口;b.满足工艺要求,便于设备运输,减少管线迂回纵横交叉;c.反应堆厂房为中心,辅助厂房,燃料厂房设在同一基岩的基垫层上,防止因厂房承载或地震所产生的沉降差导致管线断裂.d.以反应堆厂房为中心,辅助厂房,燃料厂房,主控制室应急柴油发电机厂房四周.双机组厂可采用对称布置,公用部分辅助厂房. 布置分区：核心区、三废区、供排水区、动力供应区、检修及仓库区、厂前区 核心区布置按反应堆厂房与汽轮机厂房的相对位置,有T型与L型布置： T型:汽轮机叶片旋转平面与安全壳不相交.占地大,单独汽机厂房。 L型:汽轮机叶片旋转平面与安全壳相交,须设置防止汽轮机飞车时汽轮机叶片对安全壳和冲击的屏障.占地少,两台以上机组可公用汽轮机厂房,仅用一台吊车。 我国采用T型布置。 安全分级的目的是正确选择用于设备设计、制造、检验的规范标准 安全功能: 1 安全停堆和维持安全停堆状态； 2 停堆后余热导出； 3 事故后防止放射性物质释放，以保证放射性物质释放不超过容许值。 确定某物项对于安全的重要性有：确定论方法；概率论方法。 安全分为四级 1 安全一级：一回路承压边界所有部件；选用设备等级一级，质量A组。按照实际可能的最高标准设计、制造、安装和实验。 2 安全二级：余热去除、安注和安喷系统。 3 安全三级：辅助给水；设备冷却水；乏燃料池冷却系统；为安全系统提供支持的系统和设施。 4 安全四级：核岛中不属于安全三级以上的，但要求按照非和规范和标准中较高要求设计制造。 抗震分为一、二类和非抗震类（NA）： 抗震一类指其损害会直接或间接造成事故的工况以及用来实施停堆或维持停堆状态的构筑物、系统和设备。 安全一、二、三级和LS和1E级电器设备属抗震一类。抗震一类要求满足安全停堆地震载荷要求 安全停堆地震是分析电厂所在区域地址和地震条件，分析当地地表下物质的特性的基础上所确定的可能发生的最大地震。安全停堆地震通常取当地历史上发生过的最大地震再加上一个适当的安全裕量后确定的。 抗震二类的表明设备的设计要满足能承受运行基准地震（OBE）引起载荷要求。 在美国，抗震I类设备必定是安全级设备，而对非安全级设备也可以提单独的抗安全停堆地震要求。 核电厂的安全设计中辐射防护应遵循：正常运行工况下反射性排放低于预定限值，对环境与公众的影响可以忽略不计；导致高辐射计量或放射性物质大量释放的事故概率要低，而发生概率较高的辐射后果要小。 纵深防御要贯彻到核电厂的全部活动中。核电厂提供多层次的设备和规程，用以防止事故、或在未能防止事故发生时实施适当的防护，保证核电厂的安全。 五道相继深入而又相互增援的设计防御措施： 第一道防御：考虑对事故的预防，核电厂的设计必须是稳妥的和偏于安全的 第二道防御：防止运行中出现的偏差发展成为事故。设置可靠的保护装置和系统。探测妨碍安全的瞬变，完成适当的保护动作 第三道防御：限制事故的放射性后果，保障公众的安全。 第四道防御是应付可能已超出设计基准事故的严重事故，并使放射性后果合理尽量低。 第五道防御：应急计划；万一发生严重事故造成放射性大量外逸时，对附近居民实行隐蔽、疏散、供给药物、封锁食品，使放射性物质释放带来的损害减小到最小 制定事故应急响应预案的目的是：在核电厂发生事故时，采取及时有效措施，保护公众、保护环境，将事故损失减到最小国核事故应急管理体系：核事故应急工作实行国家、地方、核电厂三级管理制。
关于核电厂汽轮机若干问题的探讨
关于核电厂汽轮机若干问题的探讨 摘要：核电机组主蒸汽压力影响较大的因素有给水焓、冷却剂与燃料的热交换 系数、冷却剂与燃料的热交换温度差、主给水系统的给水流量以及核反应热量利 用率。其中冷却剂与燃料的热交换系数、冷却剂与燃料的热交换温度差以及核反 应热能利用率是最为主要的三个影响因素，所以在进行冷却剂与核反应堆堆芯进 行热交换时，要时刻注意这三个因素对于主蒸汽压力的影响，适当控制核反应堆 堆芯的反应温度，并调节主给水系统的给水量，维持主蒸汽压力的温度。 关键词：核电厂；汽轮机；若干问题 1 汽轮机的发展概述及主要特点 1883 年瑞典工程师拉瓦尔设计制造出了第一台单级冲动式汽轮机，随后在1884 年英国工程师帕森斯设计制造了第一台单级反动式汽轮机，虽然当时的汽 轮机和我们现在的汽轮机相比结构非常简单，但是从此推动了汽轮机在世界范围 内的应用，被广泛应用在电站、航海和大型工业中。60 年代，在世界工业发达 的国家生产的汽轮机已经达到 500—600MW 等级水平。1972 年瑞士 BBC 公司制 造的1300MW 双轴全速汽轮机在美国投入运行，设计参数达到 24Mpa，蒸汽温度538°3600rpm；C，1974 年西德KWU 公司制造的1300MW 单轴半速（1500 rpm）饱和蒸汽参数汽轮机投入运行，；1982 年世界上最大的1200MW 单轴全速汽轮 机在前苏联投入运行，压力 24 Mpa，蒸汽温度 540° C。目前世界各国都在研究大容量、高参数汽轮机的研究和开发，如俄罗斯正在研究 2000MW 汽轮机。主要是 大容量汽轮机有如下特点： 1）降低单位功率投资成本。如 800MW 机组比 500MW 汽轮机的千瓦造价低 17%；1200MW 机组比 800MW 机组的千瓦造价低15%—20%。2）提高运行经济性。如法国的600MW 机组比国产的 125MW 机组的热耗率低 276kj/kW.h，每年可节约燃煤 4 万吨。由于冶金技术的不断发展，使得 汽轮机结构也有了很大改进。目前的大机组普遍采用了高中压合缸的双层结构， 高中压转子采用一根转子结构，高、中、低压转子全部采用整锻结构，轴承较多 地采用了可倾瓦结构。目前各国都在进行大容量、高参数机组的开发和设计，如 俄罗斯正在开发的 2000MW 汽轮机。日本正在开发一种新的合金材料，将使高中、低压转子一体化成为可能。 2 核电汽轮机的选型分析 核电汽轮机的参数选择、结构形式等直接影响核电站的效率、运行安全、成 本以及投资回报率，在核电站常规岛建设方案中必须将汽轮机的选型工作放在突 出的位置。 反应堆的堆功率和主蒸汽参数等己经确定，影响汽轮机方案制定最主要的因 素是汽水分离再热系统的参数、背压、机组转速、机组结构形式。 2.1主要热力参数的选取 2.1.1汽水分离再热系统主要参数的选取 以湿蒸汽作为工质的核电汽轮机，必需采取去湿措施。降低蒸汽湿度的有力 手段是外部去湿和中间再热。影响蒸汽最终湿度的主要参数是分缸压力和汽水分 离再热器出口温度。 分缸压力值对汽轮机经济性、汽水分离再热器设计参数都有很大的影响。一 般情况下，为了降低蒸汽的最终湿度，分缸压力应该取低些，以简化设计，降低
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汽轮机主蒸汽阀门常见问题及原因探讨 摘要：汽轮机是电力生产行业的核心机械，其故障将给电站带来巨大的经济 损失。随着社会经济的发展，它促进了我国电力工业的快速发展。汽轮机的安装 过程是复杂的，在安装过程中受到许多因素的影响。有效处理汽轮机故障非常重要。传统的阀检测不能检测控制电路的非线性波动。分析了阀门曲线失配引起非 线性波动的原因。提出了一种基于过程数据的非线性检测方法，从仿真和工业实 例两方面验证了该方法的有效性。针对核电厂汽轮机厂房调试运行中发生的主蒸 汽阀门故障，总结分析故障原因，为同类机组阀门故障检测提供参考。 关键词：汽轮机；主蒸汽阀门；故障；原因 汽轮机主蒸汽阀门是整个汽轮机系统的重要保护部件，是防止汽轮机超速的 重要设备。通过关闭主蒸汽阀和调节阀实现所有保护。通常，由于各种原因，调 节阀不会紧闭。因此，必须通过关闭系统的高压主蒸汽阀来快速切断汽轮机的电源，以防止汽轮机超速，确保整个机组的安全。因此，维护人员必须实施良好的 维护过程，以确保汽轮机在维护过程中的安全稳定运行。 1、主蒸汽阀的结构和功能 主蒸汽阀有多种形式。本文讨论的主蒸汽阀是由主蒸汽阀门，是广泛应用于 中国三大汽轮机厂生产的350MW汽轮机组。主蒸汽阀门水平布置在汽缸两侧，结 构紧凑。高压调节阀的壳体和壳体被铸造成一个整体，因此主蒸汽阀和高压调节 阀之间没有管道连接，从而减少了从主蒸汽阀后部到气缸的有害体积。阀门采用“双阀瓣”式，由主阀和预启动阀组成。主阀中有一个启动预启动阀，该阀在机 组启动过程中打开。左右主节流阀控制速度，使机组的喷嘴可以进入周围的蒸汽。主蒸汽阀的主阀盘不平衡。在机组启动到恒速过程中，只有调节阀关闭到一定程 度后，主蒸汽阀门的主阀瓣才能打开。主蒸汽阀的打开和关闭模式是利用弹簧力 关闭液压伺服电机，其目的是在机组发生事故时快速关闭主蒸汽阀并堵塞蒸汽入口。主蒸汽阀具有自密封装置。在完全打开和完全关闭位置，阀杆的轴向密封表
简述核电厂运行中的主蒸汽安全阀技术改进
简述核电厂运行中的主蒸汽安全阀技术 改进 摘要：在全球能源危机日渐严峻和环保要求日趋严格的社会背景下，全球范 围内各地区能源转型之路不断加速。同时，核电作为一种高效、优质的清洁能源 发电，通过与风能、水能、太阳能等清洁能源的协同发展，对保证能源供应安全、优化我国能源整体布局发挥着不容忽视的重要作用。但是，由于种种因素的存在，核电厂运行中很容易发生主蒸汽安全阀泄露的情况，严重影响了核电厂的运行安全。基于此，本文围绕主蒸汽安全阀在核电厂运行中的应用展开分析，简要阐述 核电厂运行中主蒸汽安全阀泄露的主要原因，并以此为依据综合探讨核电厂运行 中的主蒸汽安全阀技术改进策略，希望能为我国核电企业提供一些可供参考的创 新思路。 关键词：核电厂；主蒸汽；安全阀；技术改进 为了加快实现“碳达峰与碳中和”重要使命，我国设立了于2060年完成非 化石能源消费比重占比达80%以上的能源转型目标。然而，就2022年各地区能源 转型现状来看，部分地区在夏季依然存在高温限电现象，这无疑暴露了我国基荷 电源缺失或备用不足的现实困境。与此同时，以核电、风力发电为代表的可靠电 源需求量显著增加，在一定程度上为我国能源领域带来了巨大的转型机遇和经济 效益。其中，主蒸汽系统作为保证核电厂安全运行的重要组成部分，通过利用适 合的主蒸汽安全阀，能够有效排除反应堆冷却剂系统产生的能量，切实保障整个 核电站机组的正常运转。由此可见，加强对核电运行中主蒸汽安全阀的技术改进 探析极具现实意义。 一核电厂运行中的主蒸汽安全阀应用分析 在核电厂运行过程中，主蒸汽安全阀作为核电厂主蒸汽系统中不可或缺的基 础性安全泄放装置，主要作用部位是主蒸汽隔离阀与蒸发器之间的主蒸汽管道，
核电厂系统与设备
核电厂系统与设备 1. 简介 核电厂是一种利用核能发电的设施，它包含了各种系统和设备来产生电能。核 电厂系统和设备的设计和操作都十分复杂，具有高度的安全性和可靠性要求。本文将介绍核电厂系统的基本原理和常见设备。 2. 核电厂系统 核电厂系统可以分为以下几个方面： 2.1 原子核反应堆系统 原子核反应堆是核电厂的核心部分，它是产生核能的地方。反应堆系统包括核 燃料、反应堆堆芯、冷却剂、控制系统等。核燃料负责产生反应堆中的核链式反应，冷却剂负责带走反应释放的热量，控制系统控制核反应的速度和功率。 2.2 蒸汽发生系统 蒸汽发生系统将核能产生的热量转化为蒸汽能，并供给给发电机组驱动发电。 蒸汽发生系统包括主蒸汽管路、主汽阀、锅炉和汽轮机等。主蒸汽管路负责将核反应堆中的蒸汽引导到发电机组，主汽阀控制蒸汽的流量，锅炉将蒸汽产生，汽轮机接收蒸汽的能量并转化为机械能。 2.3 辅助系统 核电厂还有一系列辅助系统，包括冷却系统、安全系统、控制系统等。冷却系 统用于冷却核反应堆和其他设备，确保其正常运行。安全系统负责监测和控制核反应的安全性，一旦发生异常情况，将采取相应的措施以保护设备和人员安全。控制系统用于监控和控制核电厂的各个系统和设备，确保其协调运行。 3. 核电厂设备 3.1 反应堆 反应堆是核电厂中最重要的设备，它包括反应堆堆芯和反应堆压力容器等组成 部分。反应堆堆芯是核燃料的放置区域，反应堆压力容器用于容纳和封闭反应堆堆芯，并提供足够的结构强度和密封性能。
3.2 蒸汽发生器 蒸汽发生器是将核能产生的热量转化为蒸汽能的设备。它由几百根细管子组成，核反应堆中的冷却剂在细管内流动，在和管外的水蒸汽之间进行热交换。通过蒸汽发生器，核能的热量被转移到水蒸汽上，从而驱动发电机组发电。 3.3 发电机组 发电机组将蒸汽能转化为电能。它由转子、定子、励磁系统等部分组成，转子 和定子之间的相对运动产生电磁感应，进而产生电能。发电机组是核电厂中的关键设备，它的可靠性和效率直接影响到核电厂的发电能力。 3.4 冷却系统 冷却系统用于冷却核反应堆和其他设备。它通常由循环水组成，通过水的流动 将设备中产生的热量带走。冷却系统也包括冷却塔和冷却水回流系统等附属设备，用于提高冷却效率和回收能量。 3.5 安全系统 安全系统是核电厂的重要一环，它包括辐射防护、事故预防和应急处置等措施。辐射防护系统用于保护工作人员和环境免受辐射的伤害，事故预防措施用于避免事故发生，应急处置措施用于在事故发生时迅速采取对策以减少损害。 3.6 控制系统 控制系统用于监测和控制核电厂的各个系统和设备。它通常由计算机控制和监 控系统、传感器和执行器组成。控制系统可以实时监测设备状态，根据需要进行调整和控制，确保核电厂高效运行。 4. 总结 核电厂是一种重要的能源设施，核电厂系统和设备的设计和操作要求十分严格。核电厂系统包括原子核反应堆系统、蒸汽发生系统和辅助系统等，设备包括反应堆、蒸汽发生器、发电机组、冷却系统、安全系统和控制系统等。了解核电厂系统和设备的工作原理对于保证核电厂的安全运行和发电效率至关重要。 注意：本文只是对核电厂系统和设备进行了简要介绍，实际情况可能更加复杂和多样化。
华龙一号安全注入系统(RSI)差异分析
华龙一号安全注入系统（RSI）差异分析 摘要：在设计基准事故工况下，必须确保堆芯的冷却和安全壳的完整性，限制 事故的发展和减轻事故的后果，为此核电站设置了专设安全设施。安全注入系统（RSI）作为核电厂专设安全设施的重要组成部分，其承担着反应堆冷却剂系统（RCS）发生失水事故（LOCA）或主蒸汽系统（TSM）发生管道破裂事故时，堆 芯应急冷却的重要作用。 关键词：华龙一号；安注系统；差异； 1 华龙一号安注系统与M310机组的功能差异： a）华龙一号取消浓硼注入回路，上充泵不再作为安注系统的高压安注泵使用，事故工况时，首先将浓硼注入堆芯是由应急硼酸注入系统完成的。当一回路压力 低于中压安注泵压头时自动往一回路注入硼酸溶液。 b）在反应堆停堆期间，反应堆处于半管水位时，若失去RHR泵，一台MHSI 泵会自动地从换料水箱取水通过冷段向堆芯注水。 2 华龙一号安注系统与M310机组的设备差异： a）高压安注泵改为中压安注泵。M310机组上充泵兼作安注系统高压安注泵，华龙一号高压安注改为中压安注。 b）M310中反应堆换料水池和乏燃料水池冷却和处理系统的换料水箱划分给RSI，命名为内置换料水箱，内置换料水箱位于安全壳内的最低位置，兼做安全壳 地坑，收集LOCA事故工况下通过破口进入安全壳的反应堆冷却剂，并收集安喷 系统投入后的喷淋水；其容积为2403立方米，可用容积为2225-2310立方米，内部硼浓度为2400ppm，华龙一号RSI内置换料水箱容积、硼浓度比M310 PTR的 换料水箱都要大，内置换料水箱的水量保证换料期间使换料水池建立足够高的液位，并保证事故工况下内置换料水箱的液位满足安注泵和安喷泵有效运行所需的 汽蚀余量要求，内置换料水箱里的硼水浓度足以在换料冷停堆期间使反应堆保持 次临界状态；制硼过程其主要差异体现在硼浓度、容积变化，具体参数见表2， 需根据内置换料水箱的容积和硼浓度计算出所需的硼酸数量，制硼过程中给水箱 充水的临时管路径也将变化，此外因为内置换料水箱与大气对空口在零米附近， 还需注意做好防异物等措施，具体风险分析见换料水箱制硼风险分析。 c）华龙一号安注系统取消浓硼注入回路，即华龙一号不再有RIS021/022PO、RIS004BA、RIS021BA等主要设备和该回路的一系列阀门。 d）华龙一号中压安注泵RSI003/004PO和低压安注泵RSI001/002PO电机由设 备冷却水系统WCC冷却，并由电气厂房冷冻水系统WEC提供备用冷却水，所以 在电机冷却水的进出口增加了四个三通阀。 e）MHSI泵最小流量45m³/h、对应扬程963-1015m、最大流量270 m³/h、入 口压力≤0.56MPa.a，具体参数见表3，用于所有事故工况，在电站正常运行期间，泵用于备用状态；在事故工况下，安注信号启动中压安注泵。中压安注泵投运后，从内置换料水箱吸水，泵的小流量管线返回管线保证泵的正常运行。如果RCS压 力高于泵的注入关闭压头，则通过小流量管线返回内置换料水箱，当RCS压力下 降到泵的注入关闭压头以下时，向反应堆冷却剂系统冷段注入含硼水。在反应堆 停堆期间，反应堆处于半管水位时，若失去RHR泵，一台MHSI泵会自动地从内 置换料水箱取水通过冷管段向堆芯注水。 f）华龙一号安注箱001/002/003BA的形状为球形与M310的圆柱形安注箱有 较大差异，具体参数差异如下表：
ACP100S浮动核电站核蒸汽供应系统控制系统分析与仿真研究
ACP100S浮动核电站核蒸汽供应系统控制系统分析与仿真研 究 陈智;廖龙涛;张英;尤恺;肖凯;曾未 【期刊名称】《南华大学学报（自然科学版）》 【年(卷),期】2018(032)006 【摘要】作为核能在海上应用的新的方式,浮动核电站为在不同区域灵活部署和利用核能创造了条件.该研究从ACP100S浮动核电站使用要求、主要系统设备运行要求、机组配置要求及海洋环境要求等多方面开展了ACP100S核蒸汽供应系统的控制系统要求分析,给出了控制系统方案.以此为基础,利用RELAP系统分析程序和控制系统仿真程序MATLAB/SIMULINK,开展了控制系统数值仿真分析工作.仿真结果满足控制系统验收准则要求,验证了控制系统设计的有效性. 【总页数】6页(P9-14) 【作者】陈智;廖龙涛;张英;尤恺;肖凯;曾未 【作者单位】中国核动力研究设计院核反应堆系统设计技术重点实验室,四川成都610213;国家能源海洋核动力平台技术研发(实验)中心,四川成都610213;中国核动力研究设计院核反应堆系统设计技术重点实验室,四川成都610213;中国核动力研究设计院核反应堆系统设计技术重点实验室,四川成都610213;中国核动力研究设计院核反应堆系统设计技术重点实验室,四川成都610213;中国核动力研究设计院核反应堆系统设计技术重点实验室,四川成都610213;中国核动力研究设计院核反应堆系统设计技术重点实验室,四川成都610213;国家能源海洋核动力平台技术研发(实验)中心,四川成都610213
【正文语种】中文 【中图分类】TL36 【相关文献】 1.非能动核电站蒸汽排放控制系统分析 [J], 贾宝峰 2.核电站蒸汽管道的正则化算法及仿真研究 [J], 周晓宁 3.核电站蒸汽发生器水位控制系统的仿真研究 [J], 程启明;汪明媚;薛阳;胡晓青 4.浮动式核电站凝汽器建模与动态仿真研究 [J], 罗小雨;方园;王成;孙海军 5.自主化1000MW级压水堆核电站核蒸汽供应系统概念设计 [J], 张富源;张森如;夏祥贵;闵元佑;曾曦;王明利 因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买
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。 大亚湾核电站蒸汽发生器外形表现出既高又细的特点，同时蒸汽发生器内一、二回路介质都是高温介质，但一回路的压力要高于二回路的。一回路水在管侧流动，二回路水在管外汽化，通过蒸汽发生器出口的节流环进入汽轮机。这些管子 焊接在一回路水侧封头，半球形封头分成两个水室（入口水室、出口水室）。 1.3 铅合金液态金属冷却快堆系统LFR 铅合金液态金属冷却快堆系统LFR是第四代反应堆的一种堆芯。LFR系统具有快中子能谱为铅或铅/铋共晶液态金属冷却反应堆拥有一个能有效增殖铀和管理锕系元素的闭合燃料循环该循环可以把锕系元素进行完全燃料再循环拥有主要或局 部燃料循环设施。 LFR系统燃料以金属或氮化物为基础，包括可增殖的铀和超铀元素LFR，反应 堆系统采用自然对流循环冷却出口温度为550℃，如果采用先进的耐热材料出口 温度可以提高到800℃，温度升高了热化学过程将产生氢。
核电厂主蒸汽管道拉撑杆断裂原因分析及处理
核电厂主蒸汽管道拉撑杆断裂原因分析及处理 摘要：文章从系统运行、管道支架结构及材质方面分析了核电厂主蒸汽管道拉 撑杆断裂的原因，并给出了相应的整改措施。 关键词：系统运行；主蒸汽管道；断裂 1管道支吊架简介 管道支吊架是管道系统中的重要组成部分，主要功能是承受载荷、限制位移 和控制震动。在机组正常运行下，管道振动[1]和安装不到位[2]等问题，都易导致 支吊架松动，甚至导致支架损毁，致使电厂汽水管道局部产生疲劳损耗，甚至造 成机组设备的损害，影响电厂安全运行。 本文以某电厂主蒸汽管道拉撑杆断裂为例，从系统运行、管道支架结构及拉 撑杆理化性能等方面，分析了该拉撑杆断裂的原因，并提出了相应的整改措施。 2主蒸汽管道支吊架拉撑杆 某电厂1号机组常规岛主蒸汽管道竖直方向限位支架1VVP507-002一侧拉撑 杆顶端发生断裂，断裂的拉撑杆因缺少上部支撑发生垂直倾倒，导致下部拉撑杆 吊耳螺栓撞击立管横担后产生弯曲变形。 图1 1VVP507-002拉撑杆断裂现场图片 2.1原因分析 2.1.1系统运行及管道振动工况分析 通过分析该机组主蒸汽管道上游疏水箱的压力变化趋势，确认该管道未发生 异常瞬态冲击现象，且对比1-4号机组常规岛主蒸汽管道振动水平虽不相同，但 总体水平相当，未见明显差距。综上分析，可排除主蒸汽系统运行工况突变及管 道振动超标导致拉撑杆断裂的原因。 2.1.2管道支架拉撑杆结构分 通过对该1VVP507-002拉撑杆结构分析，发现该支架的拉撑杆吊耳（设计直 径为40mm）与销座（设计直径为35mm）并未完全匹配。机组在正常运行阶段，当管道存在小幅振动的情况下，易使拉撑杆吊耳与销座间不间断的产生摩擦振动，导致拉撑杆与销座反复受疲劳应力。 2.1.3断裂试样分析 断裂试样化学及力学性能分析 通过对断裂拉撑试样参考GB/T 700-2006进行化学成分，拉伸性能及冲击性 能测试，该拉撑杆材质及力学性能满足原材料的要求。 断裂试样外观分析 通过对断裂试样的外观分析，拉撑杆的螺杆侧和吊环侧采用类似承插焊的方 式进行连接，即螺杆侧加工了“凵”型凹槽，吊环侧加工为板状，插接到凹槽中后 对外表面进行焊接，而槽底并未焊合，呈原始加工状态，从断面上可见焊接区域 非常小。 断口结构分析 本次断裂部位位于拉撑杆上端的吊环连接端，该吊环结构外形类似于《发电 厂汽水管道支吊架设计手册》标准吊环螺母，但又与标准吊环螺母存在本质差别。该拉撑杆底端开凹槽，万向节末端加工成长方形并插入到拉撑杆凹槽内，且两个 部件之间存在较大的缝隙，外部焊接连接。对拉撑杆及其断口的宏观检查及焊接 区域横截面取样金相检验发现，拉撑杆的螺杆侧和吊环侧采用类似承插焊的方式
核电站主蒸汽超级管道管嘴受力情况分析
核电站主蒸汽超级管道管嘴受力情况分析 赵福建;邓赐邦 【摘要】随着我国能源的多元化战略的实施，核电能源逐渐受到国家的重视，并 且随着科技的发展，逐渐展现了核电的巨大优势，而作为核电站的主蒸汽超级管道，需要对其重点进行管嘴的受力情况分析，根据管嘴的基本结构情况，分析管嘴纵向内角半径的受力影响，并根据科学分析的结果，得出一个最优的纵向内角半径，本文就以实际的超级管道管嘴工作状况进行受力分析，并以此分析结果，对管嘴的设计和制造提供指导。 【期刊名称】《中国新技术新产品》 【年(卷),期】2016(000)019 【总页数】2页(P42-42,43) 【关键词】核电站;主蒸汽管道;管嘴受力分析;情况分析 【作者】赵福建;邓赐邦 【作者单位】武汉海王新能源工程技术有限公司，湖北武汉 430000;武汉海王新 能源工程技术有限公司，湖北武汉 430000 【正文语种】中文 【中图分类】TH49 根据相关机构的数据分析，全球目前运行的核电机组数达到400多个，核电的发 电量占全球总体电量的20%左右，随着核电发电成本比较低、发电量比较大、几 乎不会产生环境污染等优势，全球的核电发电机组数量也在不断增加，由于其具有
强大的发电优势，随着化石能源的逐渐枯竭，处于保护环境的考虑，我国也会逐渐降低火电的发电厂数量，逐步提高核电站的发电量，因此，会逐步增加和加大核电电力资源的开发力度。 根据我国目前公布的核电应用数据，我国运行的吉瓦级核电阻几乎是改进型的反应堆，主要以M310机组改进为主，在主蒸汽超级管道是根据核电机组的类似构件 而构件的管道部件，是从反应堆的安全壳外部贯穿进入，并在主蒸汽的横管线处，向管线的下游位置移动，由于超级管道的热工参数比较高、受力复杂、焊接缝隙比较多的特点，所以在整个运行中所受到的冲击力比较大，所要求的安全性能比较高，超级管道的管嘴设计不是都是由支管焊接方式进行的，除了秦山一期和大亚湾核电站外，但是这种支管焊接的方式也有诸多缺点，一是超级管道的管嘴部分金属材料不连续，在焊接后，由于应力集中，会产生不良反应，一是超级管道的管嘴部位，对焊接质量和接管的补强度有着较高的要求，需要进一步加强管道管嘴焊接工艺的改进。随着核电技术的逐渐成熟，我国在20世纪90年代后，采用最新挤压成型 管嘴工艺，这样的焊接工艺相比以往的焊接工艺具有无法比拟的优势，因为这是一次成型的技术，所以，在超级管道的管嘴处，不需要再进行焊接，有效避免了焊接后带来的一系列焊缝问题，但是这种一次成型的管嘴工艺，工艺特点比较复杂，对于模具的精度和准确度要求比较高，这种核电机组的例子以CPR1000核电机组为主。 2.1 超级管道介绍 核电站中的每个核电机组一般会有3～5个超级管道，根据超级管道的内部构成状况，可以将整个超级管道分为4个管段。一般每个超级管道的一个管段要设置大 概4个左右的工艺管嘴，并且还有管嘴应力保护装置，以约束外力对管嘴的影响，可以称之为约束外力的横向限制件。 2.1.1 超级管道设备的分级
CP300核电厂蒸汽旁路排放系统简析
CP300核电厂蒸汽旁路排放系统简析 【摘要】蒸汽旁路排放系统简称旁排系统，通过将主蒸汽直接排入凝汽器办法带走反应堆热量的，旁排系统和大气排放（SG安全阀和大气释放阀）一起组成蒸汽排放系统。相对于大气排放，旁排系统能回收蒸汽工质，减轻化学水处理负担；减少噪音对环境的影响；同时避免了放射性物质向大气释放；利用旁排系统维持电厂热备用状态，从而加快电站启动速度，改善启动条件。本文通过对旁排及其仪控系统的介绍及历年典型事件处理的介绍，给出一个旁排系统的初步概念。 【关键词】CP300；蒸汽；旁路排放 1 系统功能 CP300核电厂旁路排放总管从主蒸汽母管引出，通向旁排母管，旁排阀由旁排母管接出。旁排动作时，5.34～6.32MPa，268.1℃的蒸汽首先经旁排阀和节流孔板，压力降为0.588MPa，接着蒸汽进入旁排箱，在旁排箱里扩压并冷却后，其压力降至0.03MPa，温度降为77℃，排入凝汽器。 核电站如100%甩去外界负荷，带厂用电运行，反应堆负荷分配如下：70%负荷由蒸汽旁路排放系统承担，其余30%负荷分配如下：汽机空载耗汽7%，带厂用电5%，反应堆自调10%，大气释放阀排放余下部分8%（实际本机组带厂用电负荷为7%左右，上述甩负荷时大气释放阀排5%即可满足） 旁排系统能在以下几个阶段发挥作用： 正常启动过程中，当凝汽器真空正常后即可投入旁排系统。通过控制旁路排放蒸汽流量，在汽机低负荷时控制主蒸汽母管压力，高负荷时参与控制一回路平均温度，维持一二回路功率平衡。特别当电站甩去100%外界负荷时，与（功调系统、稳压器压力、水位调节系统、SG水位调节系统及大气释放阀）配合，避免反应堆停堆和主蒸汽安全阀动作，维持汽轮机组带厂用电运行。在不开启安全阀和大气释放阀，并不引起反应堆停堆的情况下，能承受70%额定负荷的甩负荷。每只阀能承担17.5%的额定排放量。在不打开安全阀或动力卸压阀的情况下进行紧急停堆或汽轮机停机。事故停堆时，能够排放掉反应堆的储能，在安全阀不动作情况下，使反应堆恢复至热态零功率（Tavg=280℃）。 反应堆停堆冷却过程中，凝汽器真空正常，可通过手动控制主蒸汽旁路排流量开度，实现要求的降温速率。使反应堆从热停堆状态开始，直到反应堆余热排出系统投入为止，进行受控冷却。 在热停堆无负载情况下，维持反应堆冷却剂平均温度。在电厂启动和正常停机期间，能控制主蒸汽母管压力至操作员设置的设定值，实现主蒸汽平衡以便汽轮机起动。汽机冲转或并网前适当提高反应堆功率，保持主蒸汽旁路排一定流量，