压水堆核电站蒸发器二次侧技术规范要求分析及应用

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蒸汽发生器二次侧水压试验研究和实践

蒸汽发生器二次侧水压试验研究和实践摘要：对核电厂蒸汽发生器二次侧水压试验方法和内容进行介绍，分析了EPR项目蒸汽发生器进行水压试验时的准备工作，包括设备及边界的设置以及整个水压试验实施过程，对在役后蒸汽发生器水压试验实施提出建议方案。

关键词：蒸汽发生器；水压试验；泄漏率1.前言RCC-M 5000章节规定，蒸汽发生器在安装完成后，要对二次侧VVP管线，部分ARE/ASG/APG线进行水压试验，而蒸汽发生器已经安装完毕，无法实体隔离，需要与管道一块实施水压试验。

2. 蒸汽发生器二次侧水压试验项目简介2.1试验压力安装阶段水压试验压力为1.5*99=148.5bar.g。

RSE-M2010 B2241章节规定在役阶段二回路水压试验压力至少等于蒸汽发生器二次侧设计压力的1.2倍，但是在更换部件后可以实施更大超压系数的水压试验以代替制造方式实施的部件水压试验。

2.2试验温度首次水压试验规定的温度时的温度；构成二次侧材料的最高RTNDT（一般是管板的），加上30℃。

管板的RTNDT为-12℃左右，而首次SG二次侧水压试验即出厂时温度为30℃，因此整个水压试验过程中金属温度须大于30℃，由于循环预热结束后，系统就不能再继续加热了，故根据大亚湾核电站水压试验经验循环预热阶段一般将管板温度升至43℃，以保证整个试验过程，管板温度不低于30℃。

2.3试验边界RSE-M 2010规定,主二回路水压试验包括蒸汽发生器二次侧，以及VVP、ARE、ASG、VDA管线以及打压边界涉及所需的部分管线，具体范围如：—SG二次侧；—主蒸汽管线(VVP)，从蒸汽发生器直至位于反应堆厂房外的固定点或限位装置，包括安全阀；—保护管线(VVP)和蒸汽排放管线(VDA) :从主蒸汽管线上的管嘴直至安全阀和大气旁路调节阀；—蒸汽发生器给水管线（ARE）：从蒸汽发生器直至位于反应堆厂房外的第二道隔离装置；—蒸汽发生器应急给水管线(ASG)：从ARE管线上或蒸汽发生器筒体上的管嘴直至位于反应堆厂房外的第二道隔离装置、或在此隔离装置后的固定点或限位装置构成的固定点；—APG、ASG、ARE、VVP、VDA系统与二次侧相连的试验必须利用的部分管道。

《压水堆核电厂安全》单元14：二回路排热增加事故

有浓硼注入（无厂外电）各项反应性
第14单元：二回路排热增加
有浓硼注入（无厂外电）堆芯功率
第14单元：二回路排热增加
有关因素的影响
（1）破口面积有浓硼注入时，峰值功率与积分破口流量有关；无浓硼注入时，峰值功率与平衡时的破口流量有关；都是破口越大，峰值功率越高。（2）反应性系数有浓硼注入时，燃料Doppler 反应性越大，重返峰值功率越小，其影响程度略比反比关系小一些。无浓硼注入时，燃料Doppler 及慢化剂反应性变化的影响均较有浓硼注入时为小，因为此时的重返峰值功率主要取决于平衡时的破口流量。
➢ 反应堆处于手动控制，慢化剂反应性反馈为最小； ➢ 反应堆处于手动控制，慢化剂反应性反馈为最大； ➢ 反应堆处于自动控制，慢化剂反应性反馈为最小； ➢ 反应堆处于自动控制，慢化剂反应性反馈为最大；
对于最小的反应性反馈，慢化剂温度系数为 1.0105K / K /℃ 多普勒系数为 2.0105 K / K /℃ 最大反应性反馈，慢化剂温度系数为 5.7104 K / K /℃ 多普勒系数为 3.6105 K / K /℃
第14单元：二回路排热增加
MSLB 事故的验收准则是：（1）保持堆芯的完整性，包壳温度不超过1204 摄氏度；（2）放射性剂量不超过工况IV 限值；（3）安全壳压力不超过设计值。
第14单元：二回路排热增加
有浓硼注入（有厂外电）破口流量
第14单元：二回路排热增加
有浓硼注入（有厂外电）一回路冷却剂流量
第14单元：二回路排热增加
主蒸汽管道破裂事故特征
主蒸汽管道发生破裂后，与破损管道相连接的蒸汽发生器内的二次侧水将汽化成蒸汽，从破口喷出，蒸汽流量开始很大，可达额定功率下蒸汽流量的好几倍，以后随着蒸汽发生器内压力的降低而逐渐减小。一回路向二回路导热的增加，使一回路冷却剂的压力与温度迅速降低。由于慢化剂具有负温度反应性系数的特性，温度下降将对堆芯引入正反应性。事故发生后，由于保护系统动作，控制棒下插，使反应堆具有一定的停堆深度。慢化剂温度下降引入的正反应性将使停堆深度变浅，甚至使反应堆重返临界，堆功率升高。

压水堆核电厂废液蒸发单元的优化

核辅助厂房含有化学物质的贮槽和设备的疏水，其特点是化学成分复杂，放射性一般不符合排放标准，硼含量较工艺水低，需经蒸发处理后监测排放。

地面废液：主要来自不能复用的设备泄漏水、核岛厂房地面清洗水、热洗衣房和淋浴水，这类废液的放射性水平一般低于排放标准，只需过滤后排放，当放射性较高时进行蒸发处理。

表１给出了我国各压水堆核电站运行初期所处理的化学废液的特性。

＼皇站表１：核电站化学废液的特性【注１项目＼大亚湾秦山一期秦山二期放射性ＭＢｑ／Ｍ３１０５０１５０硼浓度ＰＰｍ４５０４３２５３９【注卜一表中数据来自大亚湾三废周报、一期运行记录和二期试运行记录・蒸发单元用来处理上述化学废液，处理后的蒸馏液满足排放标准后排放，而硼含量在２５０００—４００００ＰＰｍ的浓缩液需进一步转型或超级浓缩。

三、各电站废液蒸发单元的运行状况蒸发单元的主要功能是净化放射性废物，使其达到国家允许的放射性废液排放标准。

经过十年的运行证明，不管是自然循环蒸发器还是强制循环蒸发器，都能达到所要求的净化系数；秦山一期大于ｌ×１０Ｅ４，大亚湾和秦山二期为Ｉ×１０Ｅ６，运行中存在的问题主要涉及浓硼酸管道的结晶堵塞、蒸发器循环泵密封泄漏和废液供科管线的堵塞。

ｌ、大亚湾核电站该电站废液蒸发系统采用外加热式强制循环蒸发器，其优点在于：（１）可避免悬浮固体在换热表面的沉积；（２）蒸发和沸腾都在蒸发室闪蒸完成，从而减少了加热回路表面的结垢；（３）传热系数高，所需换热面积小，设备占据的空间小。

强制循环蒸发单元的缺点在于：由于增加了蒸发回路循环泵和蒸馏液排出泵而带来维修停运和维修时的放射性危害，且噪音较大。

２、秦山一期秦山一期采用自然循环外加热式蒸发器处理Ｔｌ和Ｔ２废液，废液经砂滤器处理后进入预热器，再进入蒸发器进行蒸发。

蒸馏液冷却后自流到蒸馏液贮槽；浓缩液自流到残液扬液器，再用压缩空气输送到固化系统。

由于废液杂质含量较多，而砂滤器对细小微粒的去除能力较低，所以容易引起下游预热器的堵塞。

重水堆核电厂蒸发器主液位控制阀说明说明书

1160 引言重水堆核电厂蒸发器给水系统的主要功能是向蒸汽发生器提供充足的给水，以满足不同运行模式下要求的蒸发器二次侧液位控制要求。

来自凝结水系统的供水在除氧器中完成对其中氧气及其他不凝结气体的去除后通过给水泵送至高压加热器，高压加热器对给水进行加热后通过蒸发器给水阀站的控制阀组把水输送至蒸发器[1]。

蒸发器作为核电厂的关键设备，是一回路和二回路的接口部分。

作为反应堆的第一热阱，蒸发器受到出口蒸汽湿度限制，因此稳定的蒸发器二次侧液位控制显得非常重要。

每台蒸发器对应一个液位控制阀组及其各自的隔离阀，每个液位控制阀组包括两台主液位控制阀和一台辅助液位控制阀，通过执行蒸发器液位控制程序（SGLC ）软件的调节指令达到控制蒸发器二次侧液位的目的。

在满功率情况下蒸发器液位设定值为2.5m ，当液位达到2.8m 时会出现高液位报警，液位达到2.96m 会导致汽轮机脱扣。

在机组正常运行期间，液位控制阀组中一台主液位控制阀优先控制进入蒸发器的主给水，将蒸发器液位维持在设定值，另一台主液位控制阀备用。

在机组运行期间，4号蒸发器主液位控制阀作为备用阀门处于关闭状态且被电动隔离阀隔离，运行人员无法通过蒸发器液位控制程序（SGLC ）软件反馈出的阀门开度、给水流量及蒸发器液位等信息定位到阀门出现内漏[1]。

在某次大修初期，运行人员发现4号蒸发器主液位控制阀隔离阀全关的情况下液位持续下降，通过重水堆核电厂蒸发器主液位控制阀内漏故障诊断及处理张帆廖骥晖王明雪张童满李浩楠（中核核电运行管理有限公司维修五处浙江嘉兴 314300）摘要：在重水堆核电厂蒸发器主液位控制阀在大修期间验证出内漏故障后，本文通过故障树分析法，对蒸发器主液位控制阀的阀门控制附件、气动执行机构和阀门本体的故障原因进行全面排查，并对根本原因进行定位、制定合理的故障处理方法，最终使修复后的主液位控制阀满足设计的使用要求，确保主液位控制阀的稳定性及核电厂安全。

CNP1500压水堆核电站热力计算及二回路热力系统初步设计

目录摘要 ................................................................................................................................. I Abstract ........................................................................................................................... III 第1章绪论 .. (1)1.1 研究背景及意义 (1)1.2 国内外研究现状及发展趋势 (2)1.3二回路热力系统简介 (3)1.4 主要研究工作 (4)第2章计算方法及工况的选取 (5)2.1 计算方法的选取 (5)2.2 工况选定 (6)2.2.1 汽轮机机组各工况简介 (6)2.2.2本设计的工况选定 (6)第3章CNP1500压水堆核电站热力计算 (7)3.1 计算目的及主要内容 (7)3.2 计算所需原始资料 (7)3.2.1 电厂原始参数 (7)3.2.2 其他数据 (8)3.2.3 简化条件 (9)3.3 热平衡法分析计算 (9)3.3.1 汽轮机进汽参数计算 (9)3.3.2 凝汽器参数计算 (9)3.3.3 制作回热系统汽水参数表 (9)3.3.4 制作系统汽态线 (11)3.3.5 定功率法原则性热力计算 (12)第4章二回路热力系统初步设计 (23)4.1 主蒸汽系统（一次蒸汽系统） (23)4.1.1 设计概述 (23)4.1.2 系统功能 (23)4.1.3 系统设计分析 (24)4.2 再热蒸汽系统 (24)4.2.1 设计概述 (24)4.2.2 系统功能 (25)4.2.3 主要系统设备 (25)4.2.4 正常运行工况 (26)4.2.5 低负荷工况 (27)4.3 给水回热系统 (27)4.3.1 设计概述 (27)4.3.2 系统功能 (28)4.3.3 系统设计分析 (29)4.4 旁路系统 (31)4.4.1 设计概述 (31)4.4.2 CNP1500的旁路系统 (31)4.4.3 系统功能 (32)4.4.4 系统的控制模式 (32)4.5 加热器疏水系统 (33)4.5.1 设计概述 (33)4.5.2 疏水方式 (33)4.5.3 危机疏水 (33)4.5.4 排汽系统设计 (34)4.6 蒸汽发生器排污利用系统 (34)4.6.1 设计概述 (34)4.6.2 系统功能 (34)4.6.3 系统示意图 (35)4.6.4 控制阀、隔离阀及放射性监测点 (35)4.6.5 系统运行 (36)4.7 辅助蒸汽系统 (36)4.7.1 设计概述 (36)4.7.2 系统功能 (36)4.8 凝结水系统 (37)4.8.1 设计概述 (37)4.8.2 系统组成及阀门的布置 (37)第5章各蒸汽管道的管径计算及选型 (38)5.1 管径的选取 (38)5.1.1 相关计算公式 (38)5.2 具体管道管径计算 (38)5.2.1 主蒸汽相应管道 (38)5.2.2高压加热器H1相关抽汽管道计算 (40)5.2.3 除氧器H2抽汽管道相关抽汽管道计算 (41)5.2.4 低压加热器H3相关抽汽管道计算 (41)5.2.5 低压加热器H4相关抽汽管道计算 (42)5.2.6 低压加热器H5相关抽汽管道计算 (42)5.2.7 低压加热器H6相关抽汽管道计算 (43)5.2.8 各蒸汽管道和抽汽管道管径 (43)5.3 管材选取 (44)5.3.1 管材选取特点 (44)5.3.2 管材选取原则 (45)5.3.3 各管道材料的选择 (45)第6章总结与展望 (47)参考文献 (49)致谢 (50)附录 (51)CNP1500压水堆核电站热力计算及二回路热力系统初步设计摘要本设计分为三个部分，分别进行了CNP1500压水堆核电站热力计算及二回路热力系统初步设计。

核废水处理中的蒸发结晶技术应用研究

核废水处理中的蒸发结晶技术应用研究核废水处理是一项具有重要意义的任务，它涉及到环境保护和公共安全等多个方面。

其中，蒸发结晶技术作为一种有效的处理方法，在核废水处理中发挥着重要作用。

本文将对核废水处理中蒸发结晶技术的应用进行研究和探讨。

一、蒸发结晶技术的原理蒸发结晶技术是利用溶液中溶质的溶解度随温度的变化而变化的原理，通过加热使溶液中的水分蒸发，从而使溶质逐渐浓缩并结晶沉淀。

该技术具有高效、节能、资源回收等优点，因此在核废水处理中得到了广泛应用。

二、核废水处理中蒸发结晶技术的应用1. 浓缩废水核废水中含有大量的放射性物质和其他有害物质，为了减少核废水的体积和危险性，需要对其进行浓缩处理。

蒸发结晶技术可以将核废水中的水分蒸发掉，使溶质浓缩，从而减少体积和危险性。

这种方法可以有效地降低核废水的处理成本，并减少对环境的影响。

2. 回收有价值物质核废水中除了含有放射性物质外，还有一些有价值的物质，如铀、钚等。

蒸发结晶技术可以将这些有价值的物质从核废水中提取出来，并进行回收利用。

这不仅可以降低核废水处理的成本，还可以有效地利用资源，减少对环境的负面影响。

3. 处理高浓度核废水有些核废水的放射性物质浓度非常高，传统的处理方法很难达到要求的处理效果。

而蒸发结晶技术可以通过控制温度和压力等参数，将核废水中的溶质逐渐浓缩并结晶沉淀，从而有效地处理高浓度核废水。

这种方法具有处理效果好、操作简单等优点，被广泛应用于核废水处理中。

三、核废水处理中蒸发结晶技术的挑战和改进尽管蒸发结晶技术在核废水处理中具有重要作用，但同时也面临一些挑战。

首先，核废水中的放射性物质对设备和操作人员都带来一定的安全风险，需要采取有效的防护措施。

其次，核废水中的溶质浓度和成分复杂多样，需要针对不同的核废水设计和调整蒸发结晶技术的参数。

此外，蒸发结晶技术还需要解决废热回收、结晶设备的材料选择等问题，以提高处理效率和降低成本。

为了改进核废水处理中的蒸发结晶技术，可以从以下几个方面进行研究。

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。

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压水堆核电站蒸发器二次侧技术规范要求分析及应用
蒸汽发生器二次侧作为压水堆核电站一、二回路的接口，是核安全第三道屏障的延伸，属于放射性防护屏障之一。

其检修工作安排必须严格按照《核电厂运行技术规范》要求执行。

本文通过对技术规范蒸汽发生器可用性要求及放射性物质屏蔽要求两方面进行论述蒸发器二次侧检修工作需遵循的规则及应用。

标签：核电;蒸汽发生器;二次侧;窗口
引言
压水堆核电站主要由核蒸汽供应系统（一回路）、汽轮发电机系统（二回路）及其他辅助系统组成。

冷却剂在堆芯吸收核燃料裂变释放的热能后，通过蒸汽发生器把热量传递给二回路产生蒸汽，然后进入汽轮机做功，带动发电机发电[1]。

蒸汽发生器作为连接一回路与二回路的设备，在一、二回路之间构成防止放射性外泄的第二道防护屏障。

由于冷却剂受辐照后活化以及少量燃料包壳可能破损泄漏，流经堆芯的一回路冷却剂具有放射性，而压水堆核电站二回路设备不应受到放射性污染，因此蒸汽发生器的管板和倒U形管是反应堆冷却剂压力边界的组成部分，属于第二道放射性防护屏障之一[2]。

蒸汽发生器二次侧作为放射性防护屏障之一，其检修工作安排除了要满足技术规范对蒸汽发生器可用性的要求外，还需满足技术规范对放射性物质屏蔽的要求，这就要求计划管理人员分析掌握其检修工作窗口安排的原则。

蒸汽发生器可用性要求
蒸汽发生器的可用性定义
当满足以下条件时，蒸汽发生器是可用的[3]：
—蒸汽发生器水位调节和控制在窄量程范围内;
—ASG（辅助给水系统）可以给该蒸汽发生器供水;
—相关的GCT（汽机旁路系统）大气排放系统可用。

各运行模式蒸汽发生器可用性要求
（1）RP模式（反应堆功率运行模式）
三台蒸汽发生器包括其宽量程水位计必须可用。

在每台蒸汽发生器上的GCT大气旁路系统必须可用。

VVP（主蒸汽系统）主蒸汽隔离阀及其旁路阀的自动和手动关闭功能可用或关闭。

每条主蒸汽管线上的VVP安全阀必须可用。

ASG系统除了除气器部分都必须可用。

（2）NS/SG模式（蒸汽发生器冷却正常停堆模式）
三台蒸汽发生器及其宽量程水位计必须可用。

每台蒸汽发生器上的GCT_a排放管线必须可用。

VVP主隔离阀和它们的旁路阀可用：即阀门关闭，或可自动和手动关闭。

ASG系统（不包括除气器）必须可用。

I0（不可用）条款：三个蒸汽发生器，至少一台蒸汽发生器上存在超过三个安全阀不可用，则记录I01，8小时内机组开始向NS/RRA模式后撤。

（3）NS/RRA模式（RRA冷却正常停堆模式，RRA：余热排出系统）
两台蒸汽发生器及其宽量程水位计可用。

当一回路温度低于90℃，且次临界48小时后，只要求一台蒸汽发生器及其宽量程水位计可用。

与可用蒸汽发生器相连的GCT大气回路可用。

一台ASG电动泵与汽动泵可向蒸汽发生器供水。

当一回路温度大于90℃时，VVP主汽门及其旁路门关闭或可自动或手动关闭。

I0条款：在所需的蒸汽发生器上，至少一台蒸汽发生器上存在超过五个安全阀不可用，则记录I01，检修必须在3天内完成。

（4）MCS模式（维修停堆模式）：
一回路处于微开状态：一台蒸汽发生器及其宽量程水位计必须可用;
一回路处于关闭状态：反应堆次临界少于2天，要求两台蒸汽发生器及其宽
量程水位计可用。

与可用蒸汽发生器相关的GCT_a必须可用。

ASG汽动给水泵和一台ASG电动泵必须可用，以保证向可用蒸汽发生器供水。

（5）MCS模式大开口后
不要求可用。

放射性物质屏蔽要求
为了保证安全壳作为第三道安全屏障的功能不受到损害，贯穿安全壳壳体的管道系统必需有适当设施，以便在发生事故时接到安全壳隔离信号后能将安全壳隔离，这些设施组成了安全壳隔离系統。

安全壳隔离系统主要由各种贯穿件、隔离阀和相应管道组成。

蒸汽发生器二次侧，包括APG（蒸汽发生器排污系统）、ARE（主给水流量控制系统）、ASG、REN（核取样系统）二回路侧和SIR（化学试剂注射系统）、VVP贯穿件，视为非安全壳隔离系统部分，但视为第三道屏障的延伸。

实际上，在安全壳内这些系统是密闭的，并且在安全壳内这些系统的外壳本身就构成了第三道屏障的延伸。

在SGTR（蒸汽发生器传热管破裂）事故中，它们防止一回路水流到二回路[4]。

（1）RP、NS/SG、NS/RRA模式
所有安全壳隔离系统的手动阀，都必须处于关闭状态，所装的盲板处于所要求的位置。

所有安全壳隔离系统的自动阀都必须处于随时可关闭或关闭状态。

（2）MCS模式
传送一回路冷却剂的安全壳贯穿件或直接与安全壳大气相连接的流体的安全壳贯穿件（包括，当蒸汽发生器二次侧与安全壳大气相通时，二次侧的APG，ARE，ASG，REN，SIR及VVP系统）必须至少有一个隔离阀关闭，或者在需要时两个隔离阀是可关闭的。

打开压力容器顶盖期间和卸料前一回路充分打开阶段，蒸汽发生器的二次侧（观察孔、人孔、疏水和排气）应关闭，因为此时一旦发生事故安全壳内压力的上升很快，堆芯发生裸露的时间很短。

一回路关闭或微开期间，考虑到一回路仍是完整的，一回路失冷不会引起蒸
汽释放到安全壳，为了进行蒸汽发生器二次侧的工作，第三道屏障的延伸（到安全壳外逆止阀下游的隔离阀）可以接受。

（3）RCS模式装卸料期间
输送一回路流体或直接与安全壳大气接触的流体的安全壳贯穿件（包括二次侧APG、ARE、ASG、REN、SIR系统及二次侧向安全壳大气开口的每台蒸发器的VVP管线、以及反应堆水池必要的净化/过滤回路和燃料传输管）应至少通过一个隔离装置而隔离（逆止阀除外。

可能情况下借助于一合适的临时设施），或安全壳隔离的两个隔离装置能保证关闭功能处于可用状态。

在RCS模式下，蒸汽发生器内部与安全壳大气连通时，第三道屏障可延伸到安全壳外逆止阀下游的隔离阀。

（4）RCS模式非装卸料期间、RCD模式无要求。

总结
蒸汽发生器隔离窗口安排
（1）NS/RRA模式，可以隔离一台蒸汽发生器，但蒸发器水位低低信号为跳堆信号，因此第一台蒸汽发生器的隔离排空安排在MCS模式停堆开关打开后;
（2）一回路温度<90℃且次临界后48H或MCS的小开口，可以隔离第二台蒸汽发生器;
（3）MCS大开口后，可以隔离第三台蒸汽发生器。

蒸汽发生器开口检修工作窗口安排
（4）RCS模式非装卸料期间及RCD模式，蒸汽发生器安全壳内外可以同时进行开口检修，其余模式安全壳内外开口工作均需错开;
（5）MCS模式一回路大口阶段，蒸汽发生器安全壳内禁止进行开口工作。

参考文献
[1]压水堆与沸水堆的区别[Z].上海：上海市经济和信息化委员会，2013.
[2]贺禹，濮继龙等.900MW压水堆核电站系统与设备[M].北京：原子能出版社，2004.7.
[3]郑忠发.大亚湾核电厂运行技术规范[Z].深圳：大亚湾核电运营管理有限公司，2020.
[4]郑忠发.大亚湾核电厂运行技术规范解释[Z].深圳：大亚湾核电运营管理有限公司，2020.。