核电站与火电厂汽轮机参数及热力系统的比较分析
汽轮机原理核电汽轮机讲解
重量与尺寸
核电站汽轮机
核电站汽轮机
侵蚀与腐蚀
核电站汽轮机
核电汽轮机大约2／3的作功在低压缸内完 成，核电汽轮机低压缸的排汽湿度较大，一 般高达12％ 一14％ 。
在给定的排汽湿度下， 叶顶速度的高低是 影响叶片侵蚀程度的主要因素，半速汽轮机 叶顶速度低， 叶片侵蚀小， 可靠性高。
汽缸稳定性
核电站汽轮机
级内除湿装置： 在汽轮机通流部分所采取 的去湿措施称为内部去湿 装置；
喷嘴叶片上缝隙式去湿装 置
汽缸和隔板外环上的沟槽 式去湿装置
外置式去湿装置或去湿再 热装置
防水蚀措施
核电站汽轮机
增加去湿，去除动叶片由于离心力的作用而 被甩到并聚集在隔板外缘延伸环上的水分。
增加动、静叶片之间的轴向间隙。 在叶片进汽边顶部进行防水蚀处理，如焊接
所以饱和蒸汽汽轮机的进、排汽尺寸要比常规电厂汽轮机 大得多， 导致高压缸采用双流道两个排汽口，低压缸采用多缸双流 道多个排汽口，末级采用更长的叶片。
饱和蒸汽核电站汽轮机特点
核电站汽轮机
1. 低蒸汽参数。 所以饱和蒸汽汽轮机的进、排汽尺寸要比常规电初参数 低，在一定背压的条件下，整机的理想比焓降小; 初参数低，整机的理想比焓降小，比体积大，在相等的 功率下，饱和蒸汽汽轮机的进汽体积流量要比常规火电厂 的汽轮机大2.5~3.5倍，排汽体积流量为1.65倍;
核电汽轮机
过热蒸汽和饱和蒸汽核电站汽 轮机
核电站汽轮机
过热蒸汽核电站汽轮机：
高温气冷堆和改进型石墨气冷堆的核电站汽轮机，它的进 汽参数已完全达到常规火电厂的标准，也可采用中间再热， 容量也已达到甚至超过常规火电厂。
饱和蒸汽核电站汽轮机： 饱和蒸汽汽轮机又称湿蒸汽汽轮机（包括微过热蒸汽汽轮 机）。目前饱和蒸汽汽轮机约占总核电站装机容量89%， 其中绝大部分机组是利用轻水堆（包括压水堆和沸水堆） 产生的蒸汽。
核电汽轮机与火电汽轮机比较分析
核电汽轮机与火电汽轮机比较分析摘要：在本篇文章中，主要从热力设计、结构性能和材料选择等多方面入手，全面论述了核电汽轮机和火电汽轮机之间存在的不同之处。
关键词：核电汽轮机；火电汽轮机；比较差别现阶段，伴随着社会经济的不断发展，核电领域运行进程逐渐加快，在这一背景下，人们逐渐加大了对核电方面的重视程度，对于核电以及火电来讲，两者均是借助汽轮机达到发电操作目的的，不过从核电汽轮机设计、制造以及安全等环节进行分析，和火电汽轮机相互比较来看还有着诸多的不同之处。
基于此，本文结合核电汽轮机以及火电汽轮机运行特征，全面分析以及探讨了两者之间存在的各项差别，得出结论，以此为后期核电汽轮机以及核电厂稳定运行提供良好依据。
1.对于核电汽轮机组特征的论述当核电站运行期间，因为和核电汽轮机相互配套的反应堆湿蒸汽参数处于较低的状态，同时单回路类型的工具有着独特性特征，放射现象极为明显，因此从目前汽轮机系列中分离出了核电汽轮机。
通过相关探究得出，核电汽轮机组具备的特征一般表现在以下几方面。
其一，蒸汽参数不高，有着非常大的湿度。
首先，带有湿润度的饱和蒸汽压力大约是4.0~7.0MPa，湿度大约表现为0.40%左右，温度不超出300℃，该项参数远远低于常规类型的火电汽轮机。
常规火电机组中包含的蒸汽一般处于过热蒸汽现象，通常是处于低压缸末几级中出现湿蒸汽现象。
而核电汽轮机的过热现象则是在低压缸前几级状态下体现出来，剩下的部分呈现出了饱和状态之下的湿蒸汽情况。
其二，不管是进汽数量还是容积流量等，都是非常大的，因为核电汽轮机初参数不高，有效焓降只占据常规火电汽轮机的一半比例，使得相同功率的机组中核电汽轮机进气量上升，在火电机组中占据了较高比例，并且疏水量也逐渐提高，容积流量扩大。
其三，单机功率非常大，可以有效承载相关负荷。
从核电站实际运行情况来看，存在着运行费用较低以及投资成本非常高的现象，因此可以将核电汽轮机设计成非常大的功率，可以有效承载着电网中的相关负荷。
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提高，低压缸的工作环境和条件得到改善。
在汽轮机的高压缸和低压缸设置汽水分离器，这样可以有效的防止和减轻湿蒸汽对汽轮机低压缸零部件的腐蚀与损坏。
核电与火电之比较
核电与火电之比较核电站也称原子能发电站是将原子核裂变释放的核能转变为电能的系统和设备。
自从3月11号日本核电站因海啸引发爆炸而靠造成核泄露，核电站的安全再一次引起人们的观注。
核电与火电相比有何利弊，火电建设会不会迎来一个高峰期呢，这将拭目以待。
现将从以下几个方面比较一下火电与核电。
1、所用的燃料：核电站的燃料是U235，利用核裂变产生的能量，是核能；火电则是烧煤炭，利用的是燃烧发出的热量，是化学能。
核电站是一种高能量、少耗料的电站。
以一座发电量为100万千瓦的电站为例，如果烧煤，每天需耗煤 7000～8000吨左右，一年要消耗200多万吨。
若改用核电站，每年只消耗1.5吨裂变铀或钚，一次换料可以满功率连续运行一年。
其成本是每度电0.3元，平均7000小时的年可发电小时数，近100%的能源利用效率，核电可以说是最经济、最高效的发电方式，同时也可以大大减少电站燃料的运输和储存问题。
此外，核燃料在反应堆内燃烧过程中，同时还能产生出新的核燃料。
煤炭是一种不可再生的化石燃料，总量有限，而且随着石油的枯竭，煤炭将成为重要的化工燃料，作为燃料使用是一种巨大的浪费，所以近几年煤碳价格一直在上涨，这也给不少火电厂造成了很大的压力。
2、所消耗的成本：核电的建设成本远高于火电，但是发电成本却低于火电。
3、所产生的污染：从广义来说，都有污染，不过核电因为产生的是核废料，所以比较特殊，第一产生的核废料非常少，第二，核废料的储存很特别，几乎没有人会接触到。
所以从人类居住角度而言核电可以算是几乎无污染。
而火电理论上是有很大污染的，在中国尤其是，不过因为现在火电都要上脱硫设施的，所以现在新建的火电产生的污染仅仅是二氧化碳一种而已，而二氧化碳则是造成地球温室效应的罪魁祸首。
4、所能达到的规模：火电现在最大的机组容量大概100万千瓦左右，而核电目前再建的EPR机组能到170万千瓦，所以单机容量而言核电是能远超火电的，原因就在利用的水蒸气的状态不一样，火电的水蒸气的压力和温度远远超过核电，对相应设备的要求太高，所以提高的空间已经很小了。
电力行业中的火力发电和核电技术比较
电力行业中的火力发电和核电技术比较一、引言电力是现代社会的基础能源之一，其中火力发电和核电技术都是主要的发电方式。
本文将对这两种技术进行比较，分析它们在电力行业中的优劣势。
二、火力发电技术概述火力发电是指利用燃料燃烧产生高温、高压蒸汽推动汽轮机发电的过程。
火力发电技术相对成熟，燃料种类广泛，包括煤炭、天然气、石油等。
火力发电厂建设相对简便，总体投资成本相对较低。
三、核电技术概述核电技术是指通过核裂变或核聚变反应产生热能，驱动蒸汽轮机发电。
核电技术具有高效、清洁、低碳的特点。
核燃料的供应相对稳定，燃料利用率高。
然而，核电技术的建设和运营成本较高，并伴随着一定的安全风险。
四、性能比较1. 发电效率火力发电技术的发电效率通常较低，约为30%~40%，而核电技术的发电效率可达到40%~50%以上。
核电技术利用核裂变或核聚变反应产生的热能更为高效。
2. 燃料消耗火力发电技术使用常规燃料，如煤炭和天然气，燃料消耗相对较高，且受能源资源的限制。
而核电技术使用核燃料，如铀或钚，燃料资源相对充足，且核燃料的能量密度高，燃料消耗量较小。
3. 环境影响火力发电技术在燃烧过程中会产生大量的二氧化碳和其他污染物，对环境造成较大影响。
而核电技术在运行过程中不会产生二氧化碳和大量的污染物，对环境较为友好。
4. 安全风险火力发电技术在燃烧过程中存在一定的安全风险，如燃料泄漏和火灾等。
而核电技术在设计和运营过程中需要高度的安全措施，尽管核电有一定的风险，但现代核电技术已经具备较高的安全性。
5. 应对气候变化火力发电技术使用化石燃料，会产生大量的温室气体，加剧气候变化。
而核电技术作为一种清洁能源，可以有效应对气候变化，减少温室气体排放。
五、发展前景和优化选择火力发电技术在目前仍然是电力行业中的主要发电方式之一，但受到环境问题的限制日益减少。
核电技术则作为一种低碳、高效的发电方式，具备可观的发展前景。
然而，在选择何种发电方式时需综合考虑多项因素。
百万千瓦级核电机组和火电机组的主蒸汽超压保护装置比较
百万千瓦级核电机组和火电机组的主蒸汽超压保护装置比较柏冰;舒茂龙;卢艳东;王淑红;余长军;田洪志【摘要】介绍了AP1000核电机组和1000MW超超临界火电机组的主蒸汽超压保护系统，从热力参数、保护装置和控制功能等方面进行了对比分析.AP1000核电机组主蒸汽超压保护通过安全阀、汽轮机旁路排放系统和大气释放阀来实现，它具有调温、调压的双重功能，保证机组在紧急情况下安全停堆.1000MW火电机组通过高压旁路阀取代过热器安全阀功能，不仅能消除安全阀动作后产生的高强度噪音，且能最大限度地回收工质，提高机组启动性能.【期刊名称】《华电技术》【年(卷),期】2012(000)011【总页数】4页(P41-44)【关键词】AP1000核电机组;1000MW火电机组;大气释放阀;安全阀;高压旁路;汽轮机旁路排放系统【作者】柏冰;舒茂龙;卢艳东;王淑红;余长军;田洪志【作者单位】国核工程有限公司,上海 200233;国华宁海电厂,浙江宁波 315612;国核工程有限公司,上海 200233;中机国能电力工程有限公司,上海 200061;安徽电气工程职业技术学院,安徽合肥 230051;国核工程有限公司,上海 200233【正文语种】中文【中图分类】TK264.20 引言近年来，随着经济技术的发展和电网容量的不断扩大，国内核电机组和具有高参数大容量火力发电机组得到迅猛发展，AP 1000核电机组和百万超超临界火电机组成为其中的典型代表。
而主蒸汽保护系统是任何机组在非正常工况下保证机组安全的关键设施，它的安全可靠与否直接关系着机组运行的安全可靠性。
AP 1000核电机组是由美国西屋电气公司设计的第3代压水堆核电机组，安全性能好，设计寿命为60年，发电功率为1 250MW［1］。
目前，正在我国浙江三门和山东海阳分别建设2台机组，其中三门#1机组作为第1台AP 1000核电机组，预计2013年发电。
关于1000MW火电机组，当今美国、日本及欧洲诸国基本采用超超临界技术，由于地域和技术流派的差异，在主蒸汽保护系统上有不同的技术特点。
第11章 核电厂效率与热力系统性能分析
海南核电
常规电厂纯凝汽式汽轮机组的热力循环
T
1 p0T 0h 0 5 6 4 3 h fw hw 2 hct
4-5-6-1：定压加热、汽化和过热； 1-2：汽轮机中定熵膨胀作功； 2-3：乏汽排入凝汽器CD，定压凝结 成水； 3-4：经给水泵FP定熵压缩后进入锅炉。
s
海南核电
压水堆核电厂常规岛的热力循环
最佳可达毛热耗BAHR
额定循环冷却水温度下，功率为100%时电站所能获得的最小或最佳 毛热耗，单位为kJ/kWh。
实际毛热耗的修正平均值AAHR
由月度中每周的正常在线设备试验中获得，单位为KJ/KWh。这个修 正平均值应将月度中的每周数据加以平均。
海南核电
TPI的意义与局限性 该指标的最大优点是即使海水温度或者功率水平不同，也可以互相 比较而反映机组运行情况的好坏，这点是机组的效率指标所不能反 映的。
p 0T 0h 0
T
SG h fw pc h ct
CD FP
hw
工质（水）在蒸发器SG中定压加热、 汽化（T-s图中4-5-1）后，进入汽轮 机T中定熵膨胀作功（1-2），做完功 的蒸汽排入凝汽器CD，定压凝结成 水，即循环的冷端损失（2-3），凝 结水经给水泵FP定熵压缩后进入蒸发 器（3-4），进行热力循环。
核电厂效率与热力系统性能分析
2012-10-20
一、概述
二、汽轮机组的热力循环与效率
三、汽轮机相关概念 四、热力系统性能分析 五、机组的热性能
海南核电
随着设计水平的提高，管理经验的丰富，核安全已经可以得到足 够的保证，在此基础上，常规岛热力设备性能的维护及热力循环效率 的提高应逐步成为工作的一个重点。 压水堆核电站常规岛热力循环与常规火电站热力循环相比，除主 蒸汽参数和蒸汽再热系统以外，基本类似。
核电汽轮机与火电汽轮机比较分析
１ 核 电汽轮机 与常规火 电汽轮机 的差异
核电汽轮 机的结构 和原理基本 上与火 电汽 轮机相 同， 在 系统组成 与设计上也 大致相似 ， 但在设备 的设计 方面却存 在
汽轮机 的进 汽量是火 电机组的 ２ ， 积流量则为 ４倍 一 倍 而容
６倍 。蒸 汽的容积流量增 大 ， 这就要 求核 电机组 的通流面积
（ 尔滨汽轮机厂有限责任公 司， 尔滨 １０ ４ ） 哈 哈 ５ｏ ６
摘要 ： 通过 与火电汽轮机在热力设计 、 结构特性 、 材料 选用 和运 行等方 面的 比较 分析 ， 阐述 了核 电汽 轮机的设计 特
点 以及 与火 电汽轮机 的差别 。 关键词 ： 汽轮机 ； 比较 ； 差别 分 类号 ：Ｋ ６ Ｔ ２９ 文献标识码 ： Ｂ 文章编号 ：０ １５ ８ （０６）６００ －３ １０ －８ ４ ２０ ０ － ４０ ４
Ｋｅ ｒ ｓ ｔ ｒ ｉ ｅ ｃ ｍｐ ｒｓ ｎ； ｉ ｅ ｅ ｃ ｙ ｗｏ ｄ ：ｕ ｂ ｎ ； ｏ ａ ｉｏ ｄ ｆ ｒ ｎ ｅ
１ １ 核 电汽轮机热 力设计参本 热 力参 数 的 差剐 ．．
－
压水 堆核 电机组与火 电机组相 比初参数 低得多且 湿度 在核 电站 中由于与核 电汽轮 机配套 的反应堆湿 蒸汽参 数低 ， 以及单回路的工 质具有 放射 性等特 点 ， 以把 核 电汽 所 轮机从现有汽轮机 系列 中分 出来 。
１０ ３ ３９ ．４ ／６
２ ４ Ｏ５
９ ８５ ７ ．
１ １２ 蒸 汽 热 力 过 程 的 差 别 ．．
力６ ４ ＭＰ ． １ ａ的饱和蒸 汽 的膨胀 过 程曲线 ， Ｂ表 示蒸 汽在 高 Ａ 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 Ｃ 图中 Ｅ， 仅有低压缸 中（ Ｄ段 ） Ｃ 前几级处 于过热蒸 汽状态 ， 大部分处
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中国电力教育2010年管理论丛与技术研究专刊662核电站与火电厂汽轮机参数及热力系统的比较分析王晗丁* 周 涛（华北电力大学核热工安全与标准化研究所，北京 102206）摘 要:通过对核电站与火电厂各自的再热郎肯循环，汽轮机的主蒸汽的压力、温度、湿度、流量等参数的比较，分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：核电站；火电厂；汽轮机；热力系统；发电效率基金项目：本文系国家“973”计划项目 (项目编号：2007CB209800)，横向研究课题的研究成果。
*作者简介：王晗丁，男，华北电力大学核热工安全与标准化研究所硕士研究生。
从能量转化角度看，核电站与火电厂都是将热能转换成电能,但核电站是利用反应堆所产生的核裂变能产生热能，这点与火电厂的锅炉不同。
核电站一回路维持约16MPa 的压力,反应堆出口冷却剂温度通常不超过330℃，在这样的冷却剂温度下,在蒸汽发生器中产生压力约6MPa 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的，蒸汽都处于过热状态，温度达540℃,其压力更是高于核电饱和蒸汽压力，从而使得核电站二回中的汽轮机主蒸汽参数较火电厂要低很多。
虽然核电站的汽轮机、凝汽器、加热器等设备与火电厂基本相同，但由于主蒸汽参数等的差异，其汽轮机参数、热力系统及运行方式与火电厂都存在较大差异。
一、热力循环比较大型火电站都采用蒸汽中间再热系统,其主要目的在于提高中、低压缸前蒸汽参数,从而提高大容量机组的热经济性；而对于压水堆核电站而言,采用再热的主要目的是提高蒸汽在汽轮机中膨胀终点的干度。
汽水分离再热器的主要作用是除去高压缸排汽中的水分,并加热高压缸排汽,提高低压缸进汽的温度,使其具有一定的过热度，若不采取任何措施,当蒸汽膨胀至0.0049MPa 时,其湿度将接近30%。
核电机组二回路和火电厂超临界机组再热郎肯循环如图1、图2所示，图1中的（3—4—5—1）阶段，为冷却剂吸热阶段，它与图2中火电厂工质的吸热阶段（3—4—5—6）相同。
核电二回路的主蒸汽从蒸汽发生器出来后是饱和蒸汽，没有过热阶段，饱和蒸汽在高压缸中做功（1—a 线段），到汽水分离再热器(a—d 线段），然后进行再热（d—b 线段），最后主蒸汽再到低压缸做功（b—2段）。
火电机组的主蒸汽从过热器出来，是过热蒸汽，首先在汽轮机高压缸中做功（1—a 线段），然后经再热器再热（a—b 段），再到中低压缸继续膨胀做功（b—2段）。
为了保障汽轮机组低压缸的安全运行,设置了中间汽水分离器及低压缸级间去湿机构,但末级叶片湿度仍接近20%,因此必须增加蒸汽中间再热装置,将蒸汽加热至过热,使末级叶片的湿度提高到11%。
核电汽轮机内效率不单纯受蒸汽起始压力、温度的影响,蒸汽的湿度也会产生影响，湿度增加1%,内效率就要降低1%。
表1是核电站与火电厂汽轮机主要参数比较： 表1 几种堆型核电汽轮机参数与超临界火电汽轮机参数对比参数单位AP1000EPR大亚湾984MW机组田湾1060MW 机组1000MW超临界火电机组额定转速r·min -115001500300030003000蒸汽压力MPa 5.537.55 6.75 5.8824蒸汽温度 ℃ 270.3291283.6268.1560蒸汽湿度%0.360.40.250.30.1蒸汽流量t/h 67009216551758702740给水温度℃226.7230226217.6269排气压力kPa 4.4 4.85.9 4.9 4.9净热耗率kj/kw·h9827.3971810128107187312末级叶长mm 1250145094512001219汽缸只数1H+3L 1H+3L1H+3L2L+1H+2L 1H+1I+2L二、汽轮机设计和结构差异当前压水堆仍是我国核电堆型的重点,它产生的蒸汽压力在6～7MPa,湿度为0.25%～0.5%。
由于核电站汽轮机使用了饱和蒸汽,因此参数相对于火电汽轮机来说有图1 核电站汽水分离再热郎肯循环 图2 火电厂机组再热郎肯循环663所降低,有效焓降较小,由表2对比知其有效焓降约为同功率火电机组的66%，蒸汽流量较大,是同功率火电机组流量的2.15倍。
低压缸进气参数与火电机组低压缸基本相同，因此可采用火电的低压缸模块化设计，通流效率基本相同。
其热力参数对比如表2：由于热力参数的不同，从而使核电汽轮机在设计和结构上与火电汽轮机存在以下差异：（1）核电汽轮机的级数少而不设中压缸，低压缸功率占全部功率的比例增大,约为50%～60%,因此低压缸的经济性对整个汽轮机有重要影响，当功率增大到500～800MW 时高压缸要做成双流的，汽轮机的排汽损失、分离再热器和进、排汽管道的压力损失对汽轮机的经济性影响增大。
（2)汽轮机出口蒸汽容积流量过大，使得末级叶片增高，从而加大汽轮机径向尺寸，并采用多排气口结构，使得汽轮机尺寸增大、重量增加。
（3）核电汽轮机是工作在湿蒸汽环境下的，湿度对汽轮机各级均有影响。
大小水滴对汽轮机级的影响主要表现在对通流部分元件的冲蚀破坏作用，因此在汽缸内壁要采取去湿措施，主要有增大轴向间隙、外置式分离器等。
（4)核电汽轮机多为定压运行，因此在蒸汽初、终参数不变的情况下,降低汽轮机的转速,可以显著地提高汽轮机组的极限功率。
采用半速机组的优点是：半速机组的叶片较长，叶片端涡流损失影响较小，因此效率比全速机高5%。
目前对750～1000MW 的饱和汽轮机组采用3000r/min,而对大于1000MW 的核汽轮机多采用1500r/min。
三、热力系统比较火电厂超临界锅炉主蒸汽压力为24MPa 左右，温度为560℃，通过主汽阀和调节阀，由导汽管进入汽轮机高压缸，进入高压缸的蒸汽通过双流调节级，流向调端通过冲动式压力级，做功后由高压排汽口排入再热器，再热后的蒸汽压力为4.75MPa，温度为560℃，通过再热主汽调节联合阀流回到汽轮机双分流的中压缸，通过冲动式中压压力级做功后由中低压连通管流入两个双流的低压缸。
蒸汽在通过冲动式低压级后，向下排到冷凝器。
蒸汽经循环水冷却后经凝结泵升压后经低压加热器、除氧器、高压加热器，整个给水回热系统共有8级，即：3个高压加热器+1个除氧器+4个低压加热器。
热力系统如图4所示：核电站常规岛的流程与火电厂的流程相似，主饱和蒸汽从蒸汽供应系统的蒸汽发生器(类似锅炉的汽包)出来，进入汽机高压缸做功，汽轮机由高压缸和低压缸组成，高压缸排汽进入并列运行汽水分离再热器(相当于锅炉的再热器)除湿再热，将其中约98%的水分分离出来,然后经过再热器分别用抽汽和主蒸汽进行再热,再热器抽汽来自高压缸的抽汽，然后再进人低压缸做功，做完功的蒸汽排入凝汽器。
核电站以大亚湾核电站热力系统为例，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郎肯循环，其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（包括一个高压缸和三个低压缸）、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、两级高压给水加热器组成。
热力系统的基本特征是凝汽器兼作真空除氧，经七级回热加热器加热，加热器的输水为逐级自流。
回热系统为2级高压加热器+1级除氧器+4级低压回热器。
热力系统如图5所示：从本质上讲，压水堆核电站常规岛的原则性热力系统与普通火电厂的原则性热力系统基本相同，两者之间具有以下几点主要区别：（1）核电站的汽轮机，在高低压缸之间装有汽水分离器。
（2）核电站的再热器，采用高温蒸汽，作为再热热源，其再热过程分两段进行，首先用汽轮机抽气对汽水分离器分出的蒸汽进行再热，然后再用高温主蒸汽再行加热。
（3）根据核电站设计的不同要求，旁路系统容量通常在50%—100%范围内，此值大大高于火力发电厂旁路系统所取得值，说明核电站在安全方面有更高的要求。
压水堆二回路核电机组与常规的火电机组的热力系统存在以上不同,使得常规火电机组的热力系统计算在核电图3 核电与火电热力过程线对比表2 核电站与火电厂汽轮机热力参数对比功率600MW 主蒸汽参数总焓降Kj/kg进气量T/h 排气量T/h 高压缸排气压力和温度MPa/℃再热后压力和温度MPa/℃低压缸进气压力和温度MPa/℃通流效率循环效率压力MPa 温度℃流量T/h 核电站 6.32703866113038661785 1.06/182.50.99/2650.97/264.80.840.35火电厂16.75501800171018001080 4.13/308 3.83/560 1.04/3690.890.45比值2.150.662.151.650.40/0.590.26/0.470.93/0.720.940.76图4 典型火电厂热力系统图1.锅炉2.汽轮机3.发电机4.冷凝5.凝泵6.净化器7.低加8.除氧器9.给水泵 10.高加6.净化器7.低加8.除9.给水泵 10.高加664的能量与每单位标准煤所产生的能量进行折算通过以上公式，可以对比出核电机组与火电机组的热效率，以及单位功率核电机组发电折合标准煤耗，可反映出核电站运行的经济性，从而可对比出核电相对火电所节省的煤耗。
五、结论 结合常规火电厂，对核电常规岛汽轮机系统地主要技术参数进行了归纳，火电厂机组主蒸汽参数高，从而级效率也高，可用焓降高，汽机多采用全转速。
而核电机组主要参数的特点为主蒸汽参数低、湿度高、流量大,汽机多为半转速，一般采用定压运行保持基本负荷。
火电厂则多为滑压运行。
核电站常规岛汽轮机的效率明显低于常规火电厂汽轮机,由于有效焓降小，蒸汽流量大，使得在汽轮机大小、重量和造价方面,常规岛汽轮机都要高于火电厂汽轮机。
在热力系统上，核电站与火电厂基本相同，但在再热段有汽水分离再热器的差别,其疏水引入回热加热器，无法直接套用现行的原则性热力计算方法，在热经济性指标计算上仍可应用考核火力发电机组的指标进行计算。
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