第十章 蒸汽动力循环及汽轮机基础知识

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第十章 蒸汽动力循环及汽轮机基础知识

10.1 蒸汽动力循环

核电站二回路系统的功能是将一回路系统产生的热能（高温、高压饱和蒸汽）通过汽轮机安全、经济地转换为汽轮机转子的动能（机械能），并带动发电机将动能转换为电能，最终经电网输送给用户。

热能转换为机械能是通过蒸汽动力循环完成的。蒸汽动力循环是指以蒸汽作为工质的动力循环，它由若干个热力过程组成。而热力过程是指热力系统状态连续发生变化的过程。工质则是指实现热能和机械能相互转换的媒介物质，其在某一瞬间所表现出来的宏观物理状态称为该工质的热力状态。工质从一个热力状态开始，经历若干个热力过程（吸热过程、膨胀过程、放热过程、压缩过程）后又恢复到其初始状态就构成了一个动力循环，如此周而复始实现连续的能量转换。核电厂二回路基本的工作原理如图10.1所示。

节约能源、实现持续发展是当今世界的主流。如何提高能源的转换率也是当今工程热力学所研究的重要课题。电厂蒸汽动力循环也发展出如卡诺循环、朗肯循环、再热循环、回热循环等几种循环形式。 10.1.1 蒸汽动力循环形式简介

1.卡诺循环

卡诺循环是由二个等温过程和二个绝热过程组成的可逆循环，表示在温熵（T －S ）图中，如图10.2所示。图中，

A-B 代表工质绝热压缩过程，过程中工质的温度由T 2升到T 1，以便于从热源实现等温传热；

B-C 代表工质等温吸热过程，工质在温度

凝 结 水

水 蒸 汽

蒸汽推动汽轮机做功，将蒸汽热能转换成汽轮机动能；继而汽轮机带动发电机发电

。

凝结水从蒸汽发生器内吸收一回路冷却剂的热量变成蒸汽

热力循环

图10.1核电厂二回路基本的工作原理

T 1

S

T 2

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T 1下从同温度热源吸收热量；

C-D 代表工质绝热膨胀过程，过程中工质的温度由T 1降到T 2，以便于向冷源实现等温传热

D-A 代表工质等温放热过程，工质在温度T 2下向等温度冷源放出热量，同时工质恢复到其初始状态，并开始下一个循环。

根据热力学第二定律，在同样的热源温度和冷源温度下，卡诺循环的效率最高，其循环效率可表示为：

η=1-T 2/T 1

从该式中可得出如下结论：

（1）卡诺循环的效率只决定于热源和冷源的温度，所以若要提高热力循环的效率，就应尽可能提高工质吸热温度T 1（受金属材料限制），以及尽可能使工质膨胀至低的冷源温度T 2（受环境等条件限制）。但是，热源温度T 1不可能增至无限大，冷源温度T 2也不可能减小至零，所以η不可能等于1，且永远小于1，即在任何循环中不可能把从热源吸取的热量全部转换为机械能。

（2）当T 1=T 2时η=0 ，表明系统没有温差存在时（即只有一个恒温热源），利用单一热源循环作功是不可能的。

目前，卡诺循环还是一种为人类追求的理想循环，迄今为止还未实际实现。对水蒸汽为工质的循环，若在其湿饱和蒸汽区建立卡诺循环，等温吸热和放热原则上可以克服，如图10.3所示。但对压缩过程而言，由于工质处于汽水混合物状态，一是要求容积较大压缩机，其次耗费压缩功，同时在湿汽状态下，对压缩机工作不利，因此实际上很难实现饱和蒸汽卡诺循环，而是采用朗肯蒸汽循环。

2.朗肯循环

朗肯循环的组成及其设备工作流程如图10.4所示，它是研究各种复杂蒸汽动力装置的基本循环。它的工作过程如下：

ABCD 为等压（不等温）加热过程，水在锅炉（或蒸汽发生器）中吸热，由过冷水变为过热蒸汽，这时工质与外界没有功的交换。

F

E

D

A

图10.4 朗肯循环

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DE 为过热蒸汽在汽轮机中绝热膨胀过程，将热能转换为机械能，对外作功。汽轮机出口的工质达到低压下湿蒸汽状态，称为乏汽。

EF 为乏汽在冷凝器中的凝结放热过程，变成该压力下的饱和水，称为凝结水。 FA 为凝结水在水泵中绝热压缩过程，提高凝结水压力将其送到锅炉（或蒸汽发生器）继续吸热进行下一个循环。对水进行升压要消耗外功。

由上述4个热力过程组成了一个蒸汽动力循环。由图10.4温熵图可知，朗肯循环的效率为：

η＝面积ABCDEF A /面积aABCDEFea

根据卡诺循环的结论，不难发现朗肯循环中吸热过程中的AB 段是整个吸热过程中温度最低的部分，从而降低了朗肯循环的平均吸热温度，使循环效率下降。若能改善低温吸热段过程就可大大地提高蒸汽朗肯循环的效率，由此发展出了回热循环。

3.回热循环

回热循环是现代蒸汽动力循环所普遍采用的循环，它是在朗肯循环的基础上对AB 段吸热过程加以改进而得到的。所谓回热是指利用一部分在汽轮机内作过功的蒸汽来加热给水，使进入锅炉（或蒸汽发生器）的给水温度较高，以提高循环的平均吸热温度，从而提高循环效率。图10.5所示为抽汽回热循环示意图。

和朗肯循环比较，回热循环增加了给水加热器H 和相应的抽汽管道及疏水管道。蒸汽在汽轮机中膨胀做功到M 点，从中抽出一部分蒸汽送到给水加热器H 中加热给水使给水温度由A 点升高，其余蒸汽则继续做功直到排出汽轮机并被冷凝成凝结水。抽汽放热后凝结成疏水，用疏水泵打入系统中与给水相混合使给水温度最后升高至N 点进入锅炉或蒸汽发生器，混合后工质质量没有损失。这时，在锅炉或蒸汽发生器内给水从N 点开始吸热，给水的低温吸热段由AB 段变为NB 段，提高了平均吸热温度，从而提高了循环效率。

应该指出：虽然低温段AB 的过程也是吸热过程，但与朗肯循环不同，因为有回热时吸入的热量已经不是外部热源（来自锅炉或蒸汽发生器）的热量，而是循环内部的换热。除了提高平均吸热温度使循环效率升高外，还可以从减少冷源放热损失来说明，即抽出来

图10.5 抽汽回热循环示意图

F

E

D

H

A

N

M

L

S

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一部分蒸汽在加热给水过程中被凝结成水，它的汽化潜热被给水吸收，而没有被循环水带走，减少了冷源放热损失，提高循环效率。当然，抽出来一部分蒸汽后，汽轮机内作功量也减少了。但理论计算和实际试验都表明：功的减少量远小于向冷源放热的损失量。因此，采用抽汽回热总是可以提高蒸汽动力循环的热效率的。且在一定给水温度下，回热循环的效率是随着回热级数的增多而增加的。但随着回热级数的增加，回热循环效率的增加程度逐渐减少。因此，采用过多的回热级数会使系统复杂、投资增加，实际采用多少级回热合理，应通过技术经济比较确定，一般以7～8级为宜。

4.中间再热循环

所谓中间再热循环是将在汽轮机内膨胀作功到某一中间压力的蒸汽，重新送回到锅炉

或汽水分离再热器中进行再次加热，经再热后蒸汽又回到汽轮机内继续膨胀作功，直至终点排入冷凝器。中间再热循环的T －S 图及其设备工作流程如图10.6所示。

与朗肯循环比较，在中间再热循环方式中，增加了再热器设备。蒸汽在汽轮机中做功到E 点后，全部蒸汽又被送回锅炉再热器或汽水分离再热器继续吸热，变为过热蒸汽，温度接近新蒸汽温度。之后，蒸汽再回到汽轮机继续做功。

由图10.5温熵图得出，中间再热循环的效率为：

η＝面积ABCDEFGHA /面积aHABCDEFGfa

中间再热对循环效率的影响不易从上式直观看出，但可从温熵图作定性分析。若将再热部分看作原循环ABCDEIHA 的附加循环IEFGI 。如果附加循环效率比基本循环高，则循环的总效率就可以提高，反之则降低。因此，采用再热循环不一定能够提高循环效率，要视所选再热蒸汽压力而定。若再热压力太低，可能会使循环效率降低；再热压力过高，虽然可以提高循环效率，但效果并不明显，并且采取再热的根本目的是提高蒸汽膨胀终点的干度，以保障汽轮机的安全运行。所选再热压力过高，对乏汽干度的改善较少，因此切不可舍本求末。所以综合考虑中间再热压力对效率和干度的影响，实际上存在着一最佳的再热压力。在该压力及汽轮机末级允许干度的条件下，使再热循环效率达到最佳值。其最佳再热压力的确定需作全面的技术经济比较，根据系统实际情况计算得到。一般在初压的15～30％之间，采用一次中间再热可使循环效率提高2～3.5％。

对压水堆核电站，初参数都采用饱和蒸汽，故在高、低压缸之间采用汽水分离再热装

F

G

H

A D

E 图10.6 再热循环

S

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置以减少汽轮机末级湿度显得尤为重要。

目前，无论是常规火电厂还是核电厂，其蒸汽动力循环都是基于以上循环形式建立的，绝大部分采用中间再热回热循环，即综合了上述各循环形式优点，以满足安全、经济生产的要求。

通过以上所述，提高蒸汽动力循环效率的途径可有如下几个方向： （1） 尽可能提高蒸汽初参数（温度和压力），但受到设备材料的限制；

（2） 尽可能降低蒸汽在汽轮机中膨胀终点的参数（冷凝器真空度），减少冷源损失，但受自然界环境影响；

（3） 采用回热循环和中间再热循环；

（4） 改善汽轮机的结构，提高热功转换效率 ； （5） 优化热力系统结构，减少过程损失； 10.1.2 大亚湾核电站的热力循环

1.大亚湾核电站热力系统

大亚湾核电站的热力循环是具有中间再热、七级回热的饱和蒸汽朗肯循环。图10.7表示出了大亚湾核电站二回路热力系统的组成原理。

大亚湾核电站的热力系统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（有一台电动给水泵、两台汽动给水泵）、两级高压给水加热器等组成。

蒸汽发生器作为热源由反应堆冷却剂供热产生饱和蒸汽，蒸汽首先进入汽轮机高压缸做功，之后进入两台汽水分离再热器，

经过汽水分离和再热变成过热蒸汽后进入三台低压

图10.7 大亚湾核电站二回路热力系统原理图

缸继续做功，最后乏汽进入由海水冷却的冷凝器被冷凝成凝结水，凝结水由凝结水泵升压经四级低压给水加热器加热进入除氧器进行除氧，低压给水加热器的加热蒸汽由抽汽管道从汽轮机低压缸抽出，除氧器的加热蒸汽由高压缸排汽供给，然后除氧后的给水由主给水泵升压经两级高压给水加热器进入蒸汽发生器完成一个循环，高压给水加热器的加热蒸汽由汽轮机高压缸经抽汽管道供给。

大亚湾核电站蒸汽发生器产生的饱和蒸汽压力为6.71MPa.a、温度为283?C，再热蒸汽压力为0.78 MPa.a，乏汽压力为0.0075MPa.a、温度40.5?C，以上参数均为汽轮机满功率时的参数。

2.大亚湾核电站经济指标

衡量常规火电厂热力系统经济性指标的参数一般由电站毛效率、净效率、汽耗率、热耗率表示。对于核电站而言，这几个指标参数同样适用。

（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。

(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＝5.61kg/ 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。

（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）＝10128.7KJ/ kW?h

现代大型常规火电厂的热耗率一般为8000 kJ/ kW?h左右。

10.2 汽轮机基础知识

二回路通过汽轮机将热能转变为机械能。汽轮机是核电站二回路中最主要的设备。二- 118 -

回路中的其他系统、设备无一不是直接或间接与汽轮机相联系并为其服务的。

核电站汽轮机与常规火电站汽轮机基本上是一样的。只是由于核电站是饱和蒸汽，所以给汽轮机带来了一些特点。 10.2.1 汽轮机的基本工作原理

汽轮机是由蒸汽推动的旋转式机械，一般由包容蒸汽的汽缸和转轴以及由组成蒸汽通道的动、静叶栅等组成。现代汽轮级均为多级汽轮机，由若干级组成。级是汽轮机最基本的工作单元，汽轮机的热功转换就是在各个级内进行的。汽轮机的级是由固定在汽缸中的一列喷嘴叶栅和其后固定在叶轮上的一列动叶栅组成。了解汽轮机的工作原理只要熟悉汽轮机级的工作原理即可。图10.8为一汽轮机级

的剖面示意图，喷嘴叶片沿圆周排列固定在静止的汽缸上，组成蒸汽通道的喷嘴通道，流通截面沿蒸汽流动方向逐渐收缩（或缩放），动叶片沿圆周排列固定在转动的叶轮上，而叶轮又固定在轴上，随轴转动。

首先，具有一定压力和温度的蒸汽在喷嘴通道内进行膨胀，蒸汽压力降低，温度下降，汽流速度增加，在喷嘴通道内蒸汽从进口到出口实现了由热能到动能的转换。

然后，高速流动的汽流离开喷嘴后，进入后面的动叶栅中，对动叶片产生冲动力F i 。一般，汽流继续膨胀，并转变方向以便于进入下一级的喷嘴叶栅，当汽流离开动叶栅时，由对动叶片产生反动力F r 。这两个力在垂直轴向上的分力的合力推动动叶片并带动叶轮和轴旋转，最终实现由热能转变为机械能的过程。由此可见，汽轮机的级将热能转变为机械能是分两步来完成的，图10.9表示了汽轮机级内的能量转换过程。

单位时间内汽流对动叶栅所作的有效功称为轮周功率，它是由作用到动叶上的冲动力和反动力做功得到的。而动叶进口的高速汽流则是由蒸汽的热能转换得到的。所以，动叶栅发出的轮周功是全级能量转换过程的结果。衡量此转换过程完善程度的参数就是轮周效率。提高轮周效率是提高级及汽轮机整体效率的基础。

根据力学计算，汽轮机级的轮周功为

W u =Gu (c 1cos a 1+c 2cos a 2)

其中, G 表示单位时间通过动叶通道的蒸汽量，u 表示汽轮机转速，c 1、a 1、c 2、a 2 表示汽流进出动叶片的速度和角度。可见，轮周功的大小与蒸汽流量、汽轮机转速及进出动叶的汽流速度和角度有关。单位质量蒸汽所做的

图10.8 汽轮机级的剖面示意图

轴

叶轮

隔板

喷嘴

动

叶 片

轮周功与蒸汽在该级所消耗的理想能量的比值称为该级的轮周效率，该参数表示了该级进行能量转换完善程度的大小。轮周损失一般由余速损失、动叶损失、喷嘴损失、叶高损失、摩擦损失、漏汽损失、湿气损失等。提高级的轮周效率即应从以上损失着手，尽可能减少其能量转换过程中的损失，详细的讨论可参见有关汽轮机的书籍。

按照级内蒸汽能量转换的特点，汽轮机的级又分为冲动级和反动级。其划分的依据则是根据级的反动度ρ的大小而来的。所谓级的反动度是指蒸汽在动叶栅中的理想焓降与静叶栅中的理想焓降和动叶栅中的理想焓降之和的比，它用来表示级内静叶栅与动叶栅之间的焓降分配情况。

由此可见对纯冲动式级ρ＝0，通常在实践中不使用纯冲动级。为了减少汽流损失，实际的冲动级也总是带有一定的反动度，一般把反动度小于0.25的级仍然归属于冲动式级。

一般把反动度为0.4～0.6的级称为反动级。通常反动级均采用0.5的反动度，因为这样可使静、动叶栅采用同样叶型，简化设计与生产。

现代汽轮机已不采用单级，而是均为多级汽轮机。多级汽轮机是由若干个单级串联而成。这些单级共用一根轴，即可以布置在一个汽缸内，也可以分缸布置，将汽轮机分为高压缸、中压缸和低压缸。，蒸汽容积流量太大时，可做成双流级（并联级），采用双流缸。在多级汽轮机中，蒸汽是依次流过各个单级膨胀作功。多级汽轮机的理想焓降为各单级理想焓降之和，各单级作功之和为多级汽轮机的总功率。

多级汽轮机与单级汽轮机相比有以下优点：

(1)由于每一级的焓降小，最佳速比容易得到保证，故级的效率高；

(2)在多级汽轮机中，上一级的余速动能可以在下一级喷嘴中被利用，减少了余速损失，提高了机组效率；

(3)多级汽轮机在结构上允许采用抽汽对给水进行回热和实现蒸汽的再热，从而提高了装置热效率。

多级汽轮机的两个主要缺点：

(1)结构复杂，金属材料要求高，初投资增大；

(2)在多级汽轮机中，蒸汽初参数越高，前轴封前的蒸汽压力就越高，故在相同轴封结构情况下，前轴封漏汽损失越大。为了减少前轴封漏汽损失，随着初参数提高，要求前轴封齿数增加，前轴封长度明显增长，导致汽轮机转子轴向尺寸增大。

总之，由于多级汽轮机具有效率高、功率大、单位功率投资小等突出优点，多级汽轮机远优于单级汽轮机，因此，在工业上越来越得到广泛应用。

10.2.2 大亚湾核电站汽轮机简介

大亚湾核电站汽轮机是英国GEC公司制造的四缸、双流、中间再热、冲动式汽轮机，如图10.10所示。

该汽轮机共有四个汽缸：一个双流高压缸和三个双流低压缸。四个转子通过刚性联轴器连成一个轴系，再通过刚性联轴器与发电机转子相联。每个转子都有两个经向轴承支承。整个轴系只有一个推力轴承，安装在高压缸和第1号低压缸之间的轴承座内。

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高压转子前端接有短轴，其上装有主油泵和机组的危急保安器（又称危急遮断器），电动盘车装置装于机组尾部励磁机后。

图10.10 大亚湾核电站汽轮机总图

汽轮机其主要参数如下（满功率状况）：

1.高压缸

高压缸为单层双流道，每个流道各有5个级。缸体为圆筒形，水平平分并由螺栓连接，下半缸通过猫爪坐落在基础上。

高压缸由四个坐落在基础上的高压蒸汽柜组成进汽机构。每一个高压蒸汽柜由一个截止阀和一个调节阀卧式共轴对称布置在高压缸两侧，每侧各两个，一个柜安放在另一个柜的上面。蒸汽由蒸汽柜出来后再沿四根弯管进入高压缸的四个进汽口。四个进汽口中，两个在上半缸，通过法兰与蒸汽管相连，以便于上半缸的装配和拆卸；两个在下半缸，与蒸汽管道焊在一起。高压缸的排汽通过八根对称排列的排汽管送入两台汽水分离再热器。上半缸的4个排汽口（前后流道各两个）通过法兰与去汽水分离再热器的冷再热管相连。下半缸的4个（前后流道各两个），排汽口与冷再热管为焊接连结,如图10.11所示。

高压缸每个流道中的5级隔板通过两个持环（或称隔板套）安装在汽缸上。两个流道中的第一个持环和第一级隔板之间组成了高压缸的进汽室。每个流道中的两个持环之间形

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成抽汽室。为了在高压缸中构成2级抽汽（不包括高压缸排汽），故将前流道中的第1、2、3级隔板安装在前流道第一个持环上，而后流道中的第1、2级隔板安装在后流道第一个持环上。为了降低蒸汽湿度从第2级起每个隔板和持环上均有除湿沟槽。

高压缸转子是整体锻造而成，叶轮、连轴器、推力盘等都是车削而成。转子前端的短轴上装有主油泵叶轮和二个危急保安装置的飞锤。高压转子的前、后流道各装有5级动叶片，所有动叶片均为叉型叶根，叶片顶部装有围带，以增加机械整体性和提高振动频率，如图10.12所示。

图10.12 高压缸转子结构示意图

图10.11 高压缸结构示意图

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2.低压缸

三个低压缸结构大致相同，均为双流，每个流道中各有5个压力级。

每个低压缸由两个低压蒸汽柜组成进汽机构，左右各一个。每一个低压蒸汽柜由一个截止阀和一个调节阀组成。所有截止阀和调节阀均为蝶阀。由汽水分离再热器出来的再热蒸汽沿每个低压缸上部通过法兰连接的两个进汽口进入低压缸。蒸汽在低压缸做完功后，沿各自两端的排汽口排入每个低压缸下部的冷凝器。

低压汽缸为双层缸，焊接而成，水平平分并由螺栓连接。外缸上半缸为半圆筒形结构，下半缸为箱形结构，以便与冷凝汽连接，并设置合理排汽导流结构。低压缸外壳与轴承座是完全分开的。低压缸轴承座直接放在机座（或台板）上，而低压缸采用由下缸伸出的支承面支承在台板上。因此，大气压力引起外缸的任何变形不影响转子之间对中和轴承的载荷。内缸体为两端开口的圆筒形结构，同心置于外缸体上，低压缸隔板组件就固定在内缸体上，如图10.13所示。

在每一低压缸的排汽口设有冷却水喷淋母管，母管装在排汽导流板的外围边上。喷淋水母管穿过低压缸下半缸体连接到喷淋水供水总管上。在每个低压缸上半缸体的纵向中心线两侧各装有两个压力释放爆破盘，在冷凝器运行异常失去真空时，

给汽机蒸汽提供紧急

图10.13 低压缸结构示意图

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排放通路，以防止低压缸和冷凝器超压。

三个低压转子都是整体锻造而成，并通过联轴器刚性连接。每个转子的叶轮、联轴器、轴封台、轴颈等都是从整体锻件中经机加工成型，如图10.14所示。

低压转子的每一流道中有5级叶轮，以便安装叶片。其中1~4级动叶片为叉型叶根，第5级动叶片为纵树型叶根。1~4级动叶片顶部覆盖有围带（结构与高压缸动叶片围带相似）以增加机械强度和提高

叶片振动频率，同时防止级间漏汽。第5级动叶片不装围带，叶片顶尖削薄，在每一叶片与相邻叶片之间靠近叶片尖顶处各装一根拉筋，最终整个叶片形成一个拉环结构。因第5级叶片工作在湿蒸汽区，为防止水滴对叶片的侵蚀，在叶片顶部进汽边背面镶焊一层硬质合金片。第5级叶片高度为945mm 。

由于进入低压缸的蒸汽为过热蒸汽，故第1、2级隔板上未采取除湿措施，第3、4、5、级隔板上均采用了除湿沟槽。

3.汽封 （1）级内汽封

高、低压缸各级的隔板及动叶顶部均设有曲径式汽封，如图10.15所示，以减少级内漏汽，提高机组效率。

隔板汽封是由汽封块安装在隔板内孔槽中构成的，汽封块被弹簧压紧在内壁上，汽封块上镶嵌着许多汽封片。

图10.14 低压缸转子结构示意图

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动叶顶部的汽封是由围带和隔板上的外环构成的。汽封片插在外环上。外环是用螺栓固定在隔板上后和隔板整体加工成的。这样的汽封结构减少了叶顶处漏汽，并在任何可能产生的动静摩擦的情况下，也只会磨去外环上的汽封片，而不致损坏叶顶。

低压缸末级叶片没有围带，但其顶部有倾斜的薄边，和隔板上的外环一起构成末级叶顶的轴向汽封。

（2） 端部汽封

为了防止高压蒸汽外漏，减少汽轮机内作功的蒸汽量和防止空气漏入低压部分，破坏冷凝器真空，汽轮机高、低压缸两端均设有端部汽封。

高压缸的轴封结构分为外轴封A 和内轴封B ，如图10.16所示。外轴封A 有两段汽封块，为斜齿式平轴封；内轴封B 有四段汽封块，为迷宫式轴封。设有a 、b 、c 三个腔室，汽机轴封系统的密封管线向b 腔室提供密封蒸汽，汽机轴封系统的排气管线从a 腔室中抽出漏入的空气和蒸汽，保持很小的负压（0.986bar.a ），在汽机高负荷时，新蒸汽直接经孔板节流干燥后向c 腔室提供轴封蒸汽。

低压缸的轴封结构为斜齿式平轴封，有五段汽封块，形成a 、b 二个腔室，如图10.17所示。汽机轴封系统向b 腔室供密封蒸汽，并从a 腔室中抽出漏入的空气和蒸汽。低压缸轴封装置一端与相邻的轴承座刚性地联成一体，另一端通过双波纹膨胀节与低压缸外缸体联成一体，其特点是：波形节不仅保证了低压缸排汽腔与大气隔离，同时不会受到低压缸的变形以及低压缸热胀冷缩等因素的影响。

图10.15 级内汽封结构示意图

图10.16 高压缸端部汽封

图10.17 低压缸端部汽封

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4.压水堆核电站汽轮机运行特点

对常规火电站来说，汽轮机的新蒸汽参数在正常运行期间一般是不变的（在启、停过程中的滑参数运行除外）。因此，锅炉运行人员的主要责任之一就是在运行过程中始终保持锅炉出口新蒸汽参数为额定值。

但对压水堆核电站来说，则是另一种情况。由蒸汽发生器的热平衡方程式可知：

P=kF(T avg -T SG )

其中, P 表示蒸汽发生器产生的热功率，k 、F 表示蒸汽发生器的传热系数和传热面积，T avg 表示反应堆冷却剂平均温度，T SG 表示蒸汽发生器内蒸汽温度。

如果保持新蒸汽参数恒定不便，则反应堆平均温度T avg 变化范围太大。这就要求一回路系统具有较大的体积补偿能力和较大的温度反应性补偿能力，从而给一回路设计、安全运行带来较大困难。

如果保持一回路平均温度不便，则二回路新蒸汽参数变化较大，特别在较高负荷下，蒸汽湿度增加，由可能危及汽轮机安全运行。

因此，压水堆核电站常采用一种折衷的运行方式，图10.18所示为大亚湾核电站的运行方式。反应堆平均温度T avg 和汽轮机新蒸汽参数都作了适当变化，但又都不太大。蒸汽发生器出口新蒸汽压力为零负荷时7.6Mpa.a ，满负荷时6.71Mpa.a ，对应新蒸汽温度为291.4℃，和283.6℃。

%）

329.8

291.4 310

283.6

图10.18 大亚湾核电站的运行方式图

- 127 -

第十一章 二回路蒸汽系统

11.1 主蒸汽系统（VVP ）

11.1.1 系统功能

主蒸汽系统是用来将蒸汽发生器产生的新蒸汽输送到主汽轮机及其它用汽设备和系统。这些设备和系统如下：

——主汽轮机高压缸（GPV ）； ——汽轮机轴封系统（CET ）； ——汽水分离再热器系统（GSS ）； ——蒸汽旁路排放系统（GCT ）； ——主给水泵汽轮机（APP ）； ——辅助给水泵汽轮机（ASG ）； ——除氧器（ADG ）； ——蒸汽转换器（STR ）。

在安全方面，主蒸汽系统与主给水系统（ARE ）、辅助给水系统(ASG)及蒸汽旁路系统(GCT)配合用于在电站正常运行工况、事故工况下排出一回路所产生的热量，并用以产生保护信号（如紧急停堆、安全注入等）。 11.1.2 系统描述

每台机组由三台蒸汽发生器提供新蒸汽。从每台蒸汽发生器顶部引出一根蒸汽管道。三根主蒸汽管分别穿过反应堆厂房（安全壳），经过主蒸汽隔离阀管廊后进入汽轮机厂房，

ASG

GCT-A 图11.1 主蒸汽系统流程简图

然后合并为一根公共蒸汽集管，再将蒸汽从蒸汽集管引向各用汽设备及系统。主蒸汽系统流程简图如图11.1所示。

每根主蒸汽管道上装有七个安全阀、一个向大气排放系统的接头、一个向辅助给水泵汽轮机供汽的接头、一个主蒸汽隔离阀及其旁路阀。大气排放系统接头和辅助给水泵汽轮机供汽接头之所以要接在主隔离阀的上游，是考虑到当主蒸汽隔离阀关闭时大气排放系统和辅助给水系统还能工作。

在主蒸汽隔离阀两侧还接有一条旁路管线，其上装有一个气动隔离阀和一个气动控制阀，用于在电站启动期间开启主蒸汽隔离阀时平衡主蒸汽隔离阀两侧的蒸汽压力以及在二回路管线暖管时提供暖管蒸汽。

在主蒸汽隔离阀上游还接有一个疏水管线，以便于在主蒸汽隔离阀关闭时排出蒸汽管中的疏水，疏水收集在疏水罐中，正常情况下排放到冷凝器中，当冷凝器不可用时，疏水排往常规岛废液排放系统。

蒸汽集管汇集三台蒸汽发生器的蒸汽（3*1936t/h），并平衡三台蒸汽发生器的压力及汽轮机进口的压力和分配蒸汽。从蒸汽集管上引出四根管道向汽轮机高压缸供汽。从蒸汽集管两头的延伸管引出12根通往冷凝器的蒸汽排放管以及去主给水泵汽轮机、除氧器、蒸汽转换器、汽水分离再热器和轴封系统的供汽管。最后两条延伸管由一根平衡管线连接在一起。

在蒸汽集管上，接有三根疏水管线，正常情况下，疏水经疏水器排入冷凝器，在低负荷情况下，开启疏水器的电动旁路阀进行大流量疏水。

11.1.3 主要设备说明

1.主蒸汽隔离阀

每台机组有三个主蒸汽隔离阀（VVP001 /002/003VV），该阀为对称楔形双闸板闸阀。其执行机构是一个与氮气罐相连的液压缸。液压缸活塞的上部预先充入名义压力为198bar.a的氮气，作为不会失效的关阀弹簧。阀门的开关由一个驱动回路和两个相似的排油回路控制。开启阀门时，驱动回路的气动油压泵动作，向液压缸活塞的下部充入名义压力为329bar.a的液压油，以克服氮气的压力。阀门关闭时，两条排油管线在排油控制分配器控制下，将液压油排到油箱，主蒸汽隔Array离阀在氮气压力作用下关闭。两条排油管

线是冗余的，以增强阀门的可靠性。主蒸

汽隔离阀的工作原理如图11.2所示。

主蒸汽隔离阀有慢速开启（关闭）、

快速关闭、部分开启（关闭）三种工作方

式。慢速开启（关闭）应用在正常情况或

事故不是很紧急情况下（如机组正常启、

停等），以避免对阀门和管线产生较大的

冲击。快速关闭则是在事故紧急情况（如

蒸汽管线破口等）由自动（主蒸汽隔离信

图11.2 主蒸汽隔离阀的工作原理简图

- 128 -

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号）或手动信号触发，阀门会在5秒钟内完全关闭。部分开启（关闭）则是在阀门试验过程中使用。

2.主蒸汽安全阀

主蒸汽安全阀是防止一、二回路超压的安全保护措施，其具体功能是： （1） 为蒸汽发生器二回路侧和主蒸汽系统提供超压保护； （2） 防止一回路过热和超压；

（3） 限制蒸汽释放流量以防止堆芯过冷。 每条主蒸汽管线上安装有7个安全阀并分为两组：

第一组为动力操作安全阀，共三只。所谓动力操作，是指阀门在开启和关闭时有外力（压缩空气）来协助其动作。该组阀门动作整定值为83bar.a ，保证不超过蒸汽发生器的设计压力（86bar.a ）。

第二组为弹簧加载安全阀，共四只。这一组安全阀的整定值为87bar.a ，用来限制蒸汽发生器二回路侧和主蒸汽管线中的最高压力不超过设计压力的110％。

安全阀的总排放量一般都取额定蒸汽量的110％。但单个安全阀的排放量设计成在反应堆热停堆工况下，不会引起反应堆所不允许的过度冷却。 11.1.4 系统运行及主要参数

在电站正常运行期间，主蒸汽隔离阀开启，所有旁路以及主蒸汽隔离阀上游疏水管线都隔离。辅助

给水泵驱动汽机供汽管线的隔离阀开启，使管线不断加热。主蒸汽压力等于给定蒸发器温度下对应的饱和蒸汽压力。汽机负荷的增加使汽机蒸汽入口调节阀开度增大，蒸汽流量增加使蒸汽压力降低，如图11.3所示。

机组在额定负荷983.8MWe 下运行时，蒸器发生器产生总的蒸汽量为1613kg/s 。其中通向汽轮机主汽阀的蒸汽为1534.8kg/s ；通向每台主给水汽动泵的蒸汽为0.139kg/s ；通向汽水分离再热器新蒸汽加热器的蒸汽为78kg/s ；蒸汽旁路排放至冷凝器管线暖管用汽为0.48kg/s 。

11.2 蒸汽旁路排放系统（GCT ）

11.2.1 系统功能

蒸汽旁路排放系统是为适应机组的启、停、功率调节及事故处理的需要而设置的，用于导出一回路的热量。当反应堆热功率与汽轮机功率不一致时，该系统可为反应堆提供一个人为的负荷，从而达到反应堆负荷与汽轮机功率相适应之目的。其具体功能可归纳如下：

%）

图11.3 蒸汽流量、压力与机组负荷的关系

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——允许紧急停堆或大幅度甩负荷时，避免一回路过热和主蒸汽安全阀起跳，并维持一回路平均温度在规定值上；

——允许在一定条件下（小于40%额定负荷）汽轮机跳闸，而不引起反应堆紧急停堆； ——在反应堆启、停过程中（反应堆余热排出系统RRA 未投入或已退出）导出堆内热量。

本系统为部分和安全相关系统，旁路系统不适宜的投入（如一个阀门意外打开等）相当于二回路一个蒸汽破口，造成一回路过冷。 11.2.2系统描述

蒸汽旁路排放系统由冷凝器排放系统（GCT-c ）、除氧器排放系统和大气排放系统(GCT-a)三部分组成，如图11.4所示。

1.冷凝器排放系统

冷凝器排放系统由蒸汽集管两端的延伸管上引出12根管线，每根排放管线上有一个手动排放隔离阀、一个气动排放控制阀。排放管线进入冷凝器后和安装在冷凝器喉部的六个扩散器连接，每两根排放管线共用一个扩散器。

12根排放管均匀分配到三个冷凝器，即每个冷凝器接四根排放管，而且是对称布置，即每边各两根。

扩散器是一个减压减温器。由于排放蒸汽为新蒸汽，压力、温度较高，若直接进入冷凝器，对冷凝器的冲击破坏较大。因此，用扩散器降低排放蒸汽的压力和温度，以减轻对冷凝器的冲击。扩散器的冷却用水来自凝结水泵出口。经过一个手动隔离阀后，供水管分为两路，分别去冷凝器的两侧扩散器。在每根供水总管上装有一个气动流量控制阀和一个减压孔板。

图11.4 蒸汽旁路排放系统示意图

排大气

凝结水

统

2.除氧器排放系统

除氧器排放系统由蒸汽集管的延伸管上引出的一根管道，然后分为三根支管及安装在每根支管上的气动排放控制阀(ADG003/005/007VV)和隔离阀组成。

这三根排放管线中有两根(ADG003/007VV)还用来作为除氧器的新蒸汽进汽管在低负荷或甩负荷时维持除氧器压力。排放蒸汽利用除氧器的主蒸汽鼓泡器进入除氧水箱的底部，由除氧水箱中的水来进行冷却（详见除氧器系统ADG部分）。

3.大气排放系统

当冷凝器和除氧器不能接受排汽时，使用大气排放系统。

大气排放系统由三条各自独立的排放管线组成，分别接自相应的主蒸汽管线主蒸汽隔离阀的上游。每根排放管线上装有一个电动隔离阀和一个气动排放控制阀。

4．排放阀分组及工作特性

为对排放蒸汽流量进行适当的控制，以适应反应堆安全运行的需要，对冷凝器排放系统12个排放控制阀及除氧器排放系统3个阀门分成4组。

第一组：3个阀门（在冷凝器同侧，GCT113/117/121VV），排放量为18.2%的额定蒸汽量；

第二组：3个阀门（在冷凝器另一侧，GCT115/119/123VV），排放量为18.1%的额定蒸汽量；

第三组：6个阀门（两侧对称布置，GCT114/118/122/116/120/124VV），排放量为36.3%的额定蒸汽量；

第四组：3个阀门，为除氧器的三个排放阀门（ADG003/005/007VV），其排放量为10.4%的额定蒸汽量。前三组阀门为冷凝器排放系统的12个排放控制阀。这种分组方法，在排放系统投入工作时，可使三个冷凝器的工作情况是一样的。冷凝器和除氧器的总排放量为85％额定负荷蒸汽量，这一排放量一方面满足核电站在安全方面的特殊要求，同时也不至于导致冷凝器真空的过度降低。

这四组排放阀都有相应的控制信号控制，其中冷凝器的三组排放阀顺序开启（关闭），第一组中的排放阀又是顺序开启（关闭），第二、三组则是按组同时开启（关闭），如图11.5所示，第四组正常情况下接受

除氧器压力信号维持除氧器压力调制开启，作为排放阀时只有全开或全关两种功能。

大气排放系统相对独立，有其自己阀门控制信号，总排放量为10∽15％额定负荷蒸汽量。

11.2.3 系统运行及控制模式

在正常情况下，蒸汽旁路排放系统不投入工作，但必须处于可用

42.7

图11.5 蒸汽旁路排放阀调制开启示意图

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状态，当出现功率瞬变幅度较大，导致一、二回路功率匹配失调以及在机组启、停和事故情况下，该系统投入运行执行其功能。为防止由于旁路排放系统误开启或其他原因而造成对机组的扰动，设置了允许开启信号。只有允许开启信号和阀门开度信号同时存在时，阀门才能开启。

冷凝器和除氧器排放阀有两种控制模式，即温度控制模式和压力控制模式，如图11.6所示。

温度控制模式（T模式）：排放阀的开度信号正比于反应堆冷却剂平均温度与代表汽轮机负荷的参考温度之差。

压力控制模式（P模式）：排放阀的开度信号比例于蒸汽集管的压力与整定压力之差，整定压力可由操纵员手动给定，也可由内部设定，此模式控制第1、2组排放阀。

温度控制模式用于自动负荷控制、甩负荷情况下，压力控制模式用于低负荷、机组启、停过程中。

图11.6 蒸汽旁路排放系统控制模式原理图

11.3 汽水分离再热器系统（GSS）

11.3.1 系统功能

蒸汽在高压缸作完功后，其排汽湿度已达到12.2％。如果不采取措施，继续送往低压缸作功，低压缸末级蒸汽湿度可能达到30％左右，远超出12—15％的允许值，将危及汽轮机的安全运行。因此，在高、低压缸之间设置了2台并列的汽水分离再热器，其功能是：——除去高压缸排汽中的水分；

——提高进入低压缸蒸汽的温度，使其具有一定的过热度。

这样，就大大改善了汽轮机低压缸的工作条件，提高了汽轮机的相对内效率，防止和减少湿蒸汽对汽轮机零部件的腐蚀作用。

11.3.2 系统描述

汽水分离再热器系统由再热蒸汽流程、加热蒸汽流程、疏水系统、排放系统、卸压系统等组成。

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