AP1000核电站常规岛简介课件

第一部分二回路水汽循环

常规岛及BOP概述第一部分二回路水汽循环

常规岛及BOP概述1压水堆核电厂的组成通常可以分为三大部分：反应堆及其有关的一回路主辅系统和设备部分以及所在的建筑物，称核岛；汽轮发电机组及其有关的二回路系统和设备部分以及所在的建筑物，又称常规岛；外围辅助系统，即BOP。压水堆核电厂的组成通常可以分为三大部分：2常规岛系统包括那些与常规火力发电厂相似的系统及设备，主要有：蒸汽系统:如主蒸汽系统、汽水分离再热器系统,汽轮机抽汽系统、汽机旁路排放系统等；给水系统:如凝结水系统、主给水系统、凝结水精处理系统、加热器疏水和排气系统等汽轮机及其辅助系统:如汽轮机润滑油系统、盘车装置、低压缸喷淋等；常规岛系统包括那些与常规火力发电厂相似的系统及设备，主要有：3电气部分主要包括：主发电机及其辅助系统，如发电机定子冷却水系统、氢气密封油系统、发电机励磁和电压调节系统等；厂内外电源系统，如主交流电源系统、中压交流电源系统、低压交流电源系统等；常规岛的辅助系统：汽机厂房闭式冷却水系统,开式循环冷却水系统,二回路取样系统,压缩空气和仪表空气系统BOP主要有原水系统、除盐水处理系统、除盐水储存和分配系统、辅助蒸汽系统，循环水系统，备用柴油机燃油系统，消防系统，电厂气体系统，阴极保护系统。电气部分主要包括：41.1二回路热力循环描述正常工况下，一回路主冷却剂通过强迫循环流过蒸汽发生器，在蒸汽发生器中由于一回路冷却剂与二回路给水存在很大的温差，发生热交换，将给水加热蒸发产生饱和蒸汽。如图7.1.1所示，蒸汽通过主蒸汽系统供应到汽轮机高压缸（HP）膨胀做功，做功后的高压缸排汽通过两个汽水分离再热器（MSR）之后再流入三个低压缸（LP）继续膨胀做功。MSR去除高压缸排汽中所含的水分，并通过两级再热器对它进行再热到过热状态，这样既改善了汽轮机低压缸末级叶片的工作环境，同时也提高了机组的热效率。通过LP做功的乏汽流入主冷凝器进行冷凝，1.1二回路热力循环描述正常工况下，一回路主冷却剂通过强迫5将热力循环中无法使用的热量传递至循环水系统中，并通过循环水系统排向最终的热阱—大海。冷凝器有配套的抽气装置，与循环水系统一起建立和维持冷凝器真空，保证低压缸排汽口的背压。同时抽气装置对凝结水也起到除氧作用。凝结水由凝结水泵从主冷凝器中抽出，根据需要选择进行精处理或旁通精处理，之后通过轴封蒸汽冷凝器冷凝引漏的轴封蒸汽，再经四级低压给水加热器加热，然后输送至除氧器进行热力除氧。从除氧器流出的给水经主给水升压泵/主给水泵增压后，通过两级高压给水加热器进入蒸汽发生器中产生蒸汽，如此循环往复。将热力循环中无法使用的热量传递至循环水系统中，并通过循环水系6为提高循环热效率采用了7级抽汽回热的给水加热器。其中除氧器为混合式加热器，抽汽来自高压缸排汽。其余6级为表面式加热器。1～4级低压给水加热器的加热蒸汽来自低压缸抽汽，4级低加和3级低加的疏水汇到低加疏水箱内，由疏水泵送到3级低加下游的凝结水管内。2级低加疏水逐级自流到1级低加，同1级低加疏水一起流回主冷凝器。主给水泵下游的6、7级高加的加热蒸汽来自高压缸抽汽。7级高加疏水逐级自流到6级高加后同6级高加疏水一起流到除氧器。MSR的汽水分离器本体疏水流向除氧器，一级再热器的再热蒸汽来自高压缸抽汽，二级再热器的再热蒸汽来自主蒸汽系统的主蒸汽。两级再热器的疏水都疏向7级高加壳侧。为提高循环热效率采用了7级抽汽回热的给水加热器。其中除氧器为7蒸汽在汽轮机内膨胀做功,推动汽机发电机转子高速旋转,实现了热能向动能、动能向机械能的转变，通过励磁回路给发电机转子回路加入励磁发出电，实现了转子的机械能向电能的转变。通过对发电机励磁和汽机主调节阀和再热调阀的调节可以实现对电功率、电压和频率以及汽机转速的控制。1.2能量的转换蒸汽在汽轮机内膨胀做功,推动汽机发电机转子高速旋转,实现了热8为保持汽轮发电机组正常高效运行，需要EH油系统为汽轮机的进汽阀门提供控制动力，润滑油系统为汽轮发电机组轴承提供润滑，汽机的监测系统、保护系统为汽机运行保驾护航，氢气和定子冷却水对发电机进行降温，密封油系统对发电机内的氢气进行密封，汽机轴封系统为轴封提供密封蒸汽、引导主汽阀和主调节阀阀杆漏汽，汽机厂房闭式冷却水系统将常规岛系统和部件产生的热量传给开式循环冷却水系统并最终通过BOP的循环水系统排向大海，为控制二回路的水质需要常规岛化学加药系统和二回路取样系统正常运行，压缩空气和仪表空气系统则为电厂提供所需的一切压缩空气，等等1.3辅助系统的作用简述为保持汽轮发电机组正常高效运行，需要EH油系统为汽轮机的进汽9BOP即balanceofplant，是核电厂的配套设施。除盐水处理系统对水进行除盐处理后输送至除盐水储存和分配系统。除盐水储存和分配系统储存除盐水，对除盐水进行除氧，供给凝结水储存箱，执行全厂的除盐水分配。辅助蒸汽系统提供电厂启动、停堆和正常运行期间所需的辅助蒸汽。循环水系统中的海水将热力循环中无法使用的热量及常规岛各系统和部件产生的废热最终排向大海。BOP相关系统也为备用柴油机提供燃油，为电厂提供消防水和氢气、二氧化碳及氮气等气体。总之，BOP各系统的正常运行是核电厂各系统能够正常运行的前提条件。1.4BOP简述BOP即balanceofplant，是核电厂的配套设施10AP1000核电站常规岛简介课件112.主蒸汽系统（MSS）2.主蒸汽系统（MSS）12主蒸汽系统执行如下功能但不限于：将主蒸汽从蒸汽发生器送到汽轮机高压缸和汽水分离再热器。为轴封蒸汽供应系统提供蒸汽。为辅助蒸汽供应系统提供蒸汽。为汽轮机旁路系统提供蒸汽。2.1系统功能主蒸汽系统执行如下功能但不限于：2.1系统功能13主蒸汽系统包括从蒸汽发生器出口到主汽阀之间的主蒸汽管道以及与连接到汽轮机上的主蒸汽管道相连的设备和管道。从两台蒸汽发生器出来的每条主蒸汽管线安装有一个主蒸汽隔离阀。如果发生主蒸汽管线破裂事故，那么主蒸汽系统可以被隔离并且蒸汽的不可控释放能够被快速制止。通过主蒸汽隔离信号或者手动信号主蒸汽隔离阀可以被触发关闭。2.2系统描述主蒸汽系统包括从蒸汽发生器出口到主汽阀之间的主蒸汽管道以及与14主蒸汽隔离阀下游，每条主蒸汽管线通过各自分别的主汽阀和主调阀蒸汽阀组将主蒸汽送到汽轮机。主蒸汽被从蒸汽母管分别送到MSR的二级加热管束，轴封系统，辅助蒸汽供应系统和汽轮机旁路系统。主汽轮机蒸汽管道的疏水流入主冷凝器。在机组启动、热停堆、冷停堆和发电机降负荷期间，汽轮机旁路系统以一种可控的方式将主蒸汽从蒸汽发生器直接排入冷凝器从而带出热量和减少对反应堆冷却剂系统的瞬时影响。主蒸汽隔离阀下游，每条主蒸汽管线通过各自分别的主汽阀和主调阀15汽轮机汽轮机高压缸通流部分为双分流对称分布。蒸汽通过两个进汽室组件（如图所示）进入高压缸，每侧具有一个。进汽室出口连接到具有四个入口接管的高压缸上。蒸汽通过反动级叶片沿相反方向轴向进入汽轮机。六个排汽口中，每侧末端两个位于高压缸底部，一个位于高压缸的上部，然后通过连接管进入汽水分离再热器。连接管将蒸汽通过再热主汽阀和再热调阀送入低压缸。每个低压缸通流部分也是双分流对称分布。蒸汽从叶片流道中心进入，通过叶片后进入末端排汽口，然后流入冷凝器。2.3设备描述汽轮机汽轮机高压缸通流部分为双分流对称分布。蒸汽通过两个16再热主汽阀和再热调阀

低压缸的入口是再热主汽阀和再热调阀，并且当降负荷时或者紧急停堆装置动作时，这些阀门会快速关闭以防止汽轮机超速。再热主汽阀和再热调阀都是蝶形阀并且在结构上容易打开或关闭。它们全开的时候只有很少的压力损失。它们装在通向低压缸的连接管上并且作为连接管的一部分。再热主汽阀和再热调阀17汽轮机旁路阀汽轮机旁路阀是气动操作阀。在失气或者没有电气信号的时候处于关闭的位置。一个定位器对控制系统来的信号进行转换并为阀门执行机构提供一个合适的空气压力来调节阀门的开度。电磁阀位于向旁排阀执行机构供气的管线上。并且它作为一种保护联锁来控制旁排阀的开闭。汽轮机旁排阀是弹簧加载式的失气关类型的执行机构。如果位于电磁阀和薄膜执行机构之间的空气管线失效，那么由于弹簧力的存在阀门仍将处于关闭的位置。汽轮机旁路阀181.仪表通道：液位计--轴封蒸汽冷却器的壳体液位压力表--主汽阀入口蒸汽压力，汽轮机第一级蒸汽压力，高压缸排汽压力，低压缸入口蒸汽压力温度计--MSR出口蒸汽的温度，低压缸入口蒸汽温度，低压缸排汽室温度2.4仪表和控制1.仪表通道：2.4仪表和控制19控制和连锁汽轮机旁路排汽喷淋阀当经过汽轮机旁路阀的排汽流入冷凝器时，排汽就会扩散开并且对低压缸产生一个坏的影响。因此，控制阀就会自动打开并且释放出喷淋水以将排汽和汽轮机分隔开。低压缸排汽喷淋阀当低压缸排汽温度过高的时候，控制阀就会自动打开释放出喷淋水以防止由于过热而对低压缸造成严重的损害。轴封冷却器的排风机每个排风机可以在手动控制方式下进行启动或者停运，也可以在自动控制方式下被置于备用的状态。当在自动控制方式下时，一旦其他风机跳机，那么备用风机就会自动启动。控制和连锁20在正常功率运行期间，主蒸汽系统向主汽轮机系统提供蒸汽以满足其需求。主蒸汽系统还向辅助蒸汽供应系统提供所需蒸汽，以及向汽水分离再热器提供所需加热蒸汽。主蒸汽系统同样还向汽轮机轴封系统提供蒸汽。2.5系统运行在正常功率运行期间，主蒸汽系统向主汽轮机系统提供蒸汽以满足其21AP1000核电站常规岛简介课件22AP1000核电站常规岛简介课件233.0汽水分离再热器系统（SRS）3.0汽水分离再热器系统（SRS）24除去高压缸排汽中98％的水分。加热高压缸排汽，使进入低压缸的蒸汽具有一定的过热度。对汽水分离和再热过程中的疏水进行回收和利用。3.1功能除去高压缸排汽中98％的水分。3.1功能25在这个加热系统中，加热蒸汽为主蒸汽和高压缸抽汽。疏水被排到各自的疏水罐中。根据MSR的运行方式调节主蒸汽的压力以控制再热蒸汽的压力和温度。当电厂负荷增加的时候主蒸汽的压力是线性降低的。MSR二级加热蒸汽由主蒸汽来提供。MSR一级加热蒸汽由高压缸抽汽来提供。在MSR的二级加热蒸汽管道上布置了隔离阀，气动控制阀和旁路阀。控制阀的功能是防止进入低压缸的再热蒸汽产生过大的温度变化。在MSR的一级加热管道上布置了隔离阀和气动逆止阀以防止疏水倒流闪蒸而引起汽机超速。使用过量蒸汽用于净化凝结水及降低凝结水的过冷度。每个加热管束的流速由安装在管板上的节流孔板来分布。3.2系统描述在这个加热系统中，加热蒸汽为主蒸汽和高压缸抽汽。疏水被排到各26MSR有三部分组成MSR壳体—水平圆筒，球形焊接封头两级再热器—由一级再热器管束和二级再热器管束组成，以加热蒸汽汽水分离器—由四排波纹板组成，以去除高压缸排汽的水分3.3设备描述MSR有三部分组成3.3设备描述27工作过程湿蒸汽从MSR壳体底部的入口接管进入MSR，先至半圆形的冲击盘，再至集管盘，被分布于壳体内。当分布开的蒸汽进入波纹板组件，水分被分离出来并以疏水的形式排走。通过汽水分离器后，蒸汽接近于干蒸汽，并向上进入再热器管束，再热器管束入口的蒸汽湿度不超过0.25%。工作过程28二级再热器—由两个一级再热器管束和两个二级再热器管束组成。再热器为U形管带翅片和一个半球形水室，与高加相似。加热管焊在管板上。过热蒸汽通过壳体上部的出口送至低压缸。加热蒸汽为主蒸汽和高压缸抽汽，疏水排至每级的疏水罐中。加热管为铁素体不锈钢。MSR上有安全阀，用于超压保护。（汽水分离器入口的蒸汽干度为88.5%时，出口干度可达97.8%）被分离的水分从分离器下面的疏水孔流入MSR壳体疏水罐。二级再热器—由两个一级再热器管束和两个二级再热器管束组成。再29正常运行在冷凝器抽真空开始运行和汽机复位后，MSR二级排气旁路阀和MSR预热阀就会被打开。当进行冷启动时，汽机复位后MSR的二级预热阀就会打开，并且有小量的蒸汽进入MSR用于预热并且吹扫不凝性气体。

3.4系统运行正常运行3.4系统运行30在超过35％的负荷后，MSR二级加热蒸汽控制阀就逐渐地打开以控制低压缸入口蒸汽温度。温度控制在50％负荷时候完成并且控制阀就达到全开。在温度控制完成以后，控制阀的电动旁路阀就打开以减小加热蒸汽管线的压降和增加低压缸的入口温度。对于一级加热蒸汽不进行温度控制，并且它的流量和蒸汽品质取决于MSR和高压缸的热量和质量平衡。在超过35％的负荷后，MSR二级加热蒸汽控制阀就逐渐地打开以31瞬态和事故当汽机跳闸后，通过关闭MSR二级加热蒸汽控制阀入口阀和它的旁路阀将MSR的二级加热蒸汽隔离。异常运行工况下列特殊运行工况可以被接受：一个MSR的一级再热器退出运行；一个MSR的二级再热器退出运行；一个MSR的一级再热器和二级再热器退出运行；在这些运行工况，发电机侧和调门侧的加热蒸汽管线都应被隔离。瞬态和事故32限制条件当其中一个MSR的二级再热器由于加热管维修而没有在运行时，那么机组的出力不得超过65％。在这种运行条件下，低压缸末级叶片的湿度可能会增大，因此不推荐长期运行。另一方面，如果其中一个MSR的一级再热器退出运行，那么没有运行限制。同样在这种运行条件下，低压缸末级叶片的湿度可能会增大，因此不推荐长期运行。限制条件33AP1000核电站常规岛简介课件344.0汽轮机抽汽系统（TES）4.0汽轮机抽汽系统（TES）35在电厂正常运行期间，汽轮机抽汽系统从汽轮机各级后抽取部分做功的蒸汽供给凝结水系统（CDS）和主给水系统（FWS）的回热加热器，加热凝结水和主给水。4.1系统功能在电厂正常运行期间，汽轮机抽汽系统从汽轮机各级后抽取部分做功36抽汽输送抽汽系统包括从汽轮机抽汽接管到给水加热器的壳侧入口接管之间的设备、管道、阀门及仪表等（如图所示）。电厂采用7级给水回热循环，其中包括4级低压给水加热器，1个除氧器，以及2级高压给水加热器。第一抽汽点是从汽轮机高压缸抽汽供给7号高压给水加热器。第二抽汽点是从汽轮机高压缸的较低级抽汽供给6号高压给水加热器。4.2系统描述抽汽输送4.2系统描述37高加抽汽简图高加抽汽简图38第三抽汽点是从再热冷蒸汽（进入汽水分离再热器前的高压缸排汽）管道抽汽供给除氧器。剩下第四、五、六、七抽汽点是从汽轮机低压缸抽汽供给4号，3号，2号，1号低压给水加热器（如图7.5.2，图7.5.3所示）。其中1，2号低加布置在冷凝器喉部。每个1号低加有4条抽汽管线，每个2号低加有2条抽汽管线（如图所示）。这样每条抽汽管道直径不至于太大。第三抽汽点是从再热冷蒸汽（进入汽水分离再热器前的高压缸排汽）39AP1000核电站常规岛简介课件40AP1000核电站常规岛简介课件41抽汽管道疏水为了尽量降低汽轮机低压缸进水的可能性，所有抽汽管道在疏水或蒸汽凝结水积聚的低点及低位都设置了自动疏水系统。疏水通过管道流入冷凝器。

6，7号高加，除氧器以及3，4号低加的所有抽汽管道，都在抽汽止回阀上下游分别设置自动疏水系统。如图所示，自动疏水系统包括疏水罐以及并联布置的疏水器（以持续排走水分）及自动电动疏水阀。通过疏水罐上的水位控制设备控制阀门开启及关闭来实现其自动控制。当汽机跳闸或者电动截止阀关闭时，疏水阀也会自动开启。抽汽管道疏水42AP1000核电站常规岛简介课件43电动截止阀和止回阀6，7号高加，除氧器以及3，4号低加的所有抽汽管道都装有气动止回阀及电动截止阀。抽汽止回阀的主要作用是在负荷突降时防止下游抽汽管道内的蒸汽倒流引起汽机超速。由于1，2号低加抽汽管道在冷凝器喉部，故不设止回阀及电动截止阀。对于这些加热器，防止汽机进水的功能则需要由凝结水隔离来实现。凝结水电动隔离阀关闭时，加热器退出运行，传热管泄露源也就被隔绝了。此时，抽汽向加热器的传热终止，同时还应隔离上级加热器逐级自流来的疏水。4.3设备描述电动截止阀和止回阀4.3设备描述44电动截止阀的主要作用是在给水加热器水位过度上升时防止汽轮机进水。通常情况下，压缩空气平衡了气动止回阀上的弹簧力，阀盘处于“自由升降”状态，依靠阀盘自重来阻止逆向蒸汽流。一旦收到一个激励信号，空压失去，阀盘即在弹簧力的作用下向关闭方向移动，阀盘处于限制状态，确保阀门部分关闭。电动截止阀的主要作用是在给水加热器水位过度上升时防止汽轮机进45正常运行工况正常运行工况下，从汽机高压缸抽取的蒸汽被送到高加和MSR一级加热器，抽取的高压缸排汽去往除氧器，而来自汽机低压缸的蒸汽则被用于给水低压加热器。自动疏水阀在自动模式并处于关闭状态。一旦疏水罐水位高，这些阀门全开以降低疏水罐水位。当疏水罐水位恢复后，这些阀门就又关闭了。在15%负荷时，6，7号高加抽汽管道电动截止阀会开启以预暖加热器。4.4系统运行正常运行工况4.4系统运行46瞬态及事故工况汽机跳闸信号会导致电动截止阀及止回阀关闭，以防止汽机低压缸进水及超速。此时，自动疏水阀将全开并排出疏水。一旦给水加热器水位高高，相应的电动截至阀及止回阀关闭，并且疏水阀自动开启，以防止汽机低压缸进水。瞬态及事故工况475.汽机旁路排放系统（TBS）5.汽机旁路排放系统（TBS）48汽机旁路排放系统执行以下功能但不限于：机组正常运行工况（包括启动和停机）和非正常瞬态（汽机跳闸、阶跃降负荷、主蒸汽管线隔离）时提供主蒸汽旁排。旁排排放系统以可控的方式将主蒸汽从主蒸汽母管排向主冷凝器（见图）和/或除氧器，这样反应堆就可以在汽机大的负荷瞬态时不停堆或独立于汽机运行。旁排系统应有足够的设计压力、容量、响应能力、调节能力，在与反应堆控制系统共同作用下，满足甩负荷和汽机跳闸的响应要求。5.1功能汽机旁路排放系统执行以下功能但不限于：机组正常运行工况（包49旁排系统应有足够的排放流量，在与其它的电厂能力（旁排阀开启时间、稳压器容量、反应堆控制系统）的共同作用下，当反应堆从满功率到突然停堆时不至于打开大气释放阀，当汽机100%甩负荷且反应堆不停堆不至于打开稳压器安全阀。当反应堆低功率运行时(0～1%)，旁排系统应该能够稳定控制蒸汽压力。旁排阀应该能够快速开关，以满足反应堆和汽机在启动、停止、跳闸时的运行要求。旁排阀应可以在全行程内匀速调节。此能力的应用范围包括从正常蒸汽压力至蒸汽发生器的设计压力。旁排系统应有足够的排放流量，在与其它的电厂能力（旁排阀开启时50旁排系统应有足够的容量和瞬态响应能力，使得发电机并网时反应堆不会因蒸发器水位而导致停堆。旁排系统应有足够的容量和瞬态响应能力，使得反应堆的自动控制可以稳定地运行，并且电厂可以手动控制冷却至余热排出系统可以投入。5.2系统描述旁排系统应有足够的容量和瞬态响应能力，使得发电机并网时反应堆51对于旁排阀有下列联锁（见图）以保护冷凝器：旁排阀打开后，喷淋水就会喷入冷凝器以降低蒸汽的温度并且阻止蒸汽向上流向汽轮机。

5.3旁排的连锁对于旁排阀有下列联锁（见图）以保护冷凝器：5.3旁排的连锁52AP1000核电站常规岛简介课件536.凝结水系统6.凝结水系统54蒸汽的冷凝及收集：CDS冷凝低压缸排汽和旁排阀排汽，并将凝结水收集在主冷凝器热阱中。CDS还收集来自于二次侧的排气和疏水。凝结水装量：CDS保持二次侧循环凝结水和给水装量，并调节失水和电厂瞬态引起的水装量变化。凝结水水质：CDS通过除氧以及凝结水精处理和化学添加系统的作用，净化凝结水并保持凝结水水质。凝结水输送：CDS按所要求的流量为主给水系统和启动给水系统输送高品质的凝结水。给水加热：CDS通过低加加热凝结水，并带走轴封冷却器和蒸发器排污热交换器的热量。6.1系统功能蒸汽的冷凝及收集：CDS冷凝低压缸排汽和旁排阀排汽，并将凝结55CDS主要设备包括三台主冷凝器、三台50%容量的凝结水泵、两台50%容量的净凝结水泵，四级闭式给水加热器、第五级除氧给水加热器及贮存箱、调节阀和相关的系统仪表。蒸汽的冷凝和收集

主冷凝器的功能是作为热交换器，用来冷凝汽机排汽、汽机旁排蒸汽、低压抽汽、饱和疏水的汽化蒸汽。冷凝器收集蒸汽凝结水和各处来的疏水。电厂正常运行期间，来自一号低加的逐级疏水排入冷凝器。另外，来自于任何给水加热器和疏水罐的高位疏水在必要时也可以排入冷凝器。其它各种疏水也由主冷凝器收集。6.2系统描述CDS主要设备包括三台主冷凝器、三台50%容量的凝结水泵、两56CDS系统的给水加热器冷凝抽汽及汽化的疏水。闭式给水加热器中的凝结水和疏水由加热器疏水系统（HDS）控制。除氧器中的蒸汽冷凝水与凝结水混合在一起。主冷凝器为三壳体、单背压、除氧型、表面式冷凝器，布置在三个低压缸的排汽口下面。每台冷凝器包含两列单程管束，其内通有来自于循环水系统的冷却水。主冷凝器中的凝结水收集在热阱中，流入凝结水泵入口。CDS系统的给水加热器冷凝抽汽及汽化的疏水。闭式给水加热器中57主冷凝器有足够的冷凝面积，当电厂满负荷运行且循环水入口温度为20℃时，冷凝器平均背压为4.4kPa.a。电厂运行期间如果传热管泄漏，则需要通过关闭泄漏管束进、出口隔离阀将泄漏的管束隔离。隔离一个通道的管束冷凝器失去16%的冷凝面积，冷凝器背压将会上升。主冷凝器的热力性能受传热管结垢的影响。为了减少传热管的结垢，设置了冷凝器传热管清洁系统（CES），包括胶球清洗和二次滤网。主冷凝器有足够的冷凝面积，当电厂满负荷运行且循环水入口温度为58凝结水装量CDS系统与DWS系统的凝结水箱相连，以保持二回路的水装量。凝结水的温度变化、给水、加热器疏水都会引起水装量的变化，CDS可对水装量进行调节。蒸汽发生器内含汽率的变化（膨胀或收缩）也会引起水装量的变化。CDS响应上述各种瞬态，补偿二回路水装量损失。水装量的补充和溢流由补水阀和溢流阀来完成。阀门与DWS的凝结水箱相连，由冷凝器热阱水位来控制。凝结水装量59凝结水水质凝结水在冷凝器和除氧器中进行除气凝结水精处理单元位于凝结水泵出口母管的下游。CDS系统的主管道连接到属于凝结水精处理系统（CPS）的精处理装置上CDS系统的化学添加是通过凝结水精处理单元下游的主凝结水管道来实现的。一个接管用来添加诸如除氧剂（例如联氨）和PH控制剂（例如氨水或者氨络物）之类的药物。凝结水水质60凝结水输送三台并列运行的50％容量的凝结水泵提供了系统的凝结水流量。在正常满功率运行期间，两台泵在运行；第三台泵处于备用状态用于自动启动。在电厂运行期间，一台运行泵跳闸后那么备用泵将自动启动，或者当凝结水泵出口母管达到低压力时备用泵也将自动启动。凝结水泵从冷凝器热阱出口的一条公共母管汲水。凝结水泵的排出口连到了一根供水母管上。系统配置了两台并列运行的50％容量的净凝泵。在凝结水精处理单元投运的时候，这两台泵将会运行。每台泵出口有一个止回阀用以防止泵在停运时水倒流而引起泵的反转。两台泵的排出管线又连到供水母管上。凝结水输送61密封水密封水系统为泵和阀门的密封提供密封水。密封水管线接自轴封蒸汽冷却器下游的凝结水管道并向下列部件提供密封水：主给水泵，主给水升压泵，汽水分离器疏水泵，低加疏水泵，凝结水泵，冷凝器真空泵和真空破坏阀等。这个系统的压力通过压力调节阀保持恒定。密封水62真空破坏阀一个真空破坏阀用来缩短汽机跳闸后惰转的时间。真空破坏阀通过密封水的作用将阀座紧紧关闭来阻止空气的进入。真空破坏阀是一个电动阀。在真空破坏时，它就打开而使得空气进入冷凝器。在正常停堆期间，真空破坏以10％额定开启速度来进行以防止由于鼓风损失造成的叶片损坏。然而，在一些紧急情况下如轴位移大跳机，润滑油压力低跳机和轴振大跳机，则跳机后真空破坏阀就会立即打开而使汽机在最短的时间停下以将损害降到最低。真空破坏阀63冷凝器三台冷凝器，每个低压缸与一个冷凝器相接。冷凝器为水平、径向流动、单流程、表面冷却式，带有隔离的水室，汽机排汽口位于顶部。冷凝器与汽机排汽口为橡胶波纹柔性连接。当循环水入口温度20C、流量76.88m³/s、额定功率时，冷凝器设计背压4.4KPa.a。冷凝器传热管为钛管。6.3设备描述冷凝器6.3设备描述64凝汽器结构包括：壳体，热阱，水室，管板，传热管，旁排扩压器。凝汽器除气取样装置低压加热器低压给水加热器位于净凝泵和除氧器之间。低加中的凝结水被低压缸的抽汽加热并被送往除氧器。低加是水平，U形管，双流程，表面加热式加热器并且具有疏水冷却段。1号和2号加热器安装在冷凝器排汽颈部。

凝汽器结构包括：壳体，热阱，水室，管板，传热管，旁排扩压器。65AP1000核电站常规岛简介课件66低加结构：低加结构：67凝结水泵凝结水泵是多级立式泵，由壳体，外壳，吸入室，叶轮，密封装置和轴承等组成。凝结水泵采用双吸式叶轮，一方面可以减小所需的净正吸入压头，另一方面也可以减小轴向推力。凝结水泵采用自润滑，不需要外部的润滑。凝结水泵68正常工况在额定功率运行期间，冷凝器主要接收汽机乏汽，来自1号低加的逐级自流的疏水，轴封冷却器的疏水，SG的排污和冷凝器补水。凝结水由两台凝结水泵和净凝泵输送至除氧器，其间流经轴封蒸汽冷却器和低压给水加热器。凝结水精处理单元通常被旁路。凝结水流量由位于低加入口的除氧器液位调节阀来进行控制。6.4系统运行正常工况6.4系统运行69凝结水泵跳闸如果运行的凝结水泵跳闸，那么备用泵自动启动。在出口母管压力降至设定值时备用泵同样自动启动。加热器疏水转凝汽器如果任何加热器疏水系统或者MSR疏水系统出现类似调节阀故障这样的问题，疏水就会转至冷凝器。在这种情况下凝结水系统流量将增加而超过正常运行工况的流量，而电厂操纵员应当监视除氧器水箱的液位。如果液位将要降至低液位时，操纵员必须启动第三台凝结水泵和净凝结水泵。凝结水泵跳闸70加热器解列如果一列低加（LP1&2）由于像传热管泄漏这样的原因而被隔离，电站可以继续在额定功率运行。在这种情况下，更大流量的凝结水流经完好的给水加热器的传热管。这就意味着凝结水系统的系统流阻增大，并可能引起凝结水流量的减少。操纵员必须监视除氧器水箱的液位，并且如果液位将要降至低液位时，操纵员必须启动第三台凝结水泵加热器解列71AP1000核电站常规岛简介课件72AP1000核电站常规岛简介课件737.主给水和启动给水系统7.主给水和启动给水系统74带走衰变热主给水和启动给水系统（FWS）执行纵深防御功能，为蒸汽发生器系统（SGS）提供启动给水带走反应堆的衰变热，以避免在失去主给水或失去正常交流电源时，安全相关的非能动余热排出系统投入。提供给水在电厂热备用、启动、功率运行及需要保持SG液位的停堆期间，FWS投用，以所要求的压力和流量为蒸汽发生器系统（SGS）提供给水，并保持蒸汽发生器的水位。7.1系统功能带走衰变热7.1系统功能75给水水质FWS通过除氧器热力除氧以及化学药品添加系统的作用，净化给水并保持给水水质。给水加热功率运行期间，FWS通过除氧器和高压给水加热器加热给水。给水回热提高了二回路的热效率。给水再循环电厂启动前及启动期间，FWS将给水再循环至主冷凝器，以净化和调节水质。给水水质76FWS主要设备：除氧器，三台主给水升压泵，三台主给水泵，二台启动给水泵，两列高压给水加热器（每列包括一台6号高加和一台7号高加）。FWS管道和设备布置在汽机厂房中。FWS通过不同的路径为SG提供给水。供水路径定义如下：通过SGS主给水流量调节阀（MFCV）的给水路径称为主给水。主给水总是通过主给水泵从除氧器水箱（DST）取水。通过SGS启动给水流量调节阀（SFCV）的给水路径称为启动给水。启动给水即可以通过主给水泵从DST取水（正常水源），也可以通过启动给水泵从CST取水（备用水源）。7.2系统描述FWS主要设备：除氧器，三台主给水升压泵，三台主给水泵，二台77AP1000核电站常规岛简介课件78除氧器除氧器被安装在四级低加（1,2,3,4号低加）和两级高加（6,7号高加）之间,可以认为除氧器是第5级加热器。除氧器有两个功能，加热凝结水和去除凝结水中的不凝气体及氧气。不凝气体携带少量的蒸汽被排往冷凝器。除氧器为直接接触，喷雾浅盘式。除氧器由除氧加热器、除氧器水箱以及必要的管道、阀门和附件组成。正常运行水位时，除氧器水箱能为最大运行工况下的给水泵提供大约5分钟的供水。除氧器水箱能容纳从零负荷到满负荷蒸汽发生器水装量的变化。7.3设备描述除氧器7.3设备描述79AP1000核电站常规岛简介课件80高压给水加热器高加布置在给水系统的主给水泵和SG之间，它从高压缸抽汽，对即将进入SG的给水进行加热。高加采用成熟设计，水平布置，双程U形管式，由壳体、传热管支撑板及挡板、管束、水室、管板、接管、配件等组成。高加在功能上由冷凝段和疏水冷却段组成。壳侧设计为可以承受最大可能的运行压力，管侧设计为可以承受给水泵关闭压力。高压给水加热器81AP1000核电站常规岛简介课件82主给水泵主给水泵是单级双吸双蜗壳泵，由直立中分式泵体，端盖，轴封装置以及轴承组成，适合高转速大流量工况。主给水泵的前置泵主给水升压泵是单级、双吸、双螺旋泵，包括直立中分式泵体，端盖，机械密封装置及轴承。主给水泵83启动给水泵两台启动给水泵是卧式多级离心泵，由恒速电机通过绕性联轴节驱动。泵轴向分裂并通过带法兰的出入口接管与管道相连。每台启动给水泵能为两台SG提供100%所需给水流量以导出衰变热。泵配有可更换的磨损环和轴套。轴固定在轴承套内，轴承套则通过法兰与泵两端相接。泵壳采用合金钢材料，而叶轮，轴及磨损环则由不锈钢制造。泵和电机安装在同一个底座上。启动给水泵泵轴采用机械密封。泵第一级出口的部分水通过节流孔板进到轴封部件内，冲洗并冷却轴封材料。可更换轴承用于平衡泵的径向及轴向推力并减少磨擦，轴承由油润滑。启动给水泵84正常运行工况在电厂启动和低功率运行时，通过启动给水调节阀，既可由启动给水泵从凝结水储存箱取水，也可由主给水泵从除氧器取水为SG供应给水。启动给水控制可在控制室手动操作，也可根据蒸汽发生器的程控液位信号投入自动。启动给水为蒸汽发生器供水直到约10%额定流量，然后切换到主给水供水，先关闭SFCV，然后MFCV开始开启并接受控制指令以维持蒸汽发生器水位，切换完成后，主给水泵出口母管与启动给水母管连接管道上的隔离阀自动关闭。7.4系统运行正常运行工况7.4系统运行85在额定功率运行阶段，除氧器主要接收凝结水，高压缸抽汽，来自6号高加的加热器逐级自流疏水以及来自汽水分离器的疏水。三台主给水泵及其升压泵投运以将给水经过6号、7号高加传输至蒸汽发生器。运行泵的小流量管线被隔离，启动给水泵及除氧器再循环泵停运，主给水流量由核辅助厂房内的主给水流量调节阀控制。降功率和停闭过程是启动和升功率的逆过程。启动给水一般在给水流量下降到约5%额定流量时投入，给水控制自动由主给水调节阀切换至启动给水调节阀，直至RNS投入运行。不管是从启动给水切换到主给水，还是从主给水切换到启动给水都是自动完成的，即使在切换过程中，蒸汽发生器水位还是处于受控状态。在额定功率运行阶段，除氧器主要接收凝结水，高压缸抽汽，来自686瞬态及事故工况在电厂额定功率运行工况下，如果一台运行的主给水泵跳闸，则产生负荷速降（RUNBACK）指令，直到负荷下降到约70%额定负荷；如果一列高压给水加热器（一台6号高加和一台7号高加）由于传热管破裂而被隔离，高加旁路阀开启，而负荷则应降低至约97%额定负荷。在电厂额定功率运行工况下，如果三台主给水泵同时跳闸，电厂控制系统在蒸汽发生器水位达到预定值时产生两台启动给水泵的启动信号，与此同时，控制系统发出MFCV与SFCV的切换信号。瞬态及事故工况87如果在发电机跳闸时丧失厂外电源，三台主给水泵跳闸，启动给水泵将在柴油发电机启动后被自动带载。在该事件下，MFCV和SFCV的切换则由失电导致的停堆信号产生。在满功率下的紧急停堆事件中，停堆信号会导致PLS产生MFCV和SFCV的切换信号。启动给水泵不自动投入运行，给水通过主给水联箱和启动给水总管由主给水泵送入蒸汽发生器。启动给水泵保持备用状态。运行人员也能手动停主给水泵投入启动给水泵运行。在事故工况下不要求启动给水系统运行，但是当主给水泵故障，为蒸汽发生器提供给水的第一层次纵深防御失效时，非安全相关的启动给水系统自动启动，起着第二层次纵深防御的作用。它与蒸汽系统共同导出的反应堆冷却剂系统的显热和衰变热。如果在发电机跳闸时丧失厂外电源，三台主给水泵跳闸，启动给水泵888.蒸汽发生器排污系统8.蒸汽发生器排污系统89蒸汽发生器排污系统（BDS）用于正常运行期间对蒸发器二次侧进行排污从而控制二次侧循环水的化学性质，排污流通常经过冷却、净化后回到二回路循环。在电站冷却期间BDS提供蒸发器的冷却功能，用于快速冷却蒸发器，为蒸发器的检查和维修做准备。在电站停堆期间，BDS通过提供循环回路来保持蒸发器二次侧水的化学性质在技术规格书要求之内。在电站停堆期间BDS提供蒸发器的疏水。BDS通过排放蒸发器管板上部的二次循环水，来清除蒸发器管板上收集的杂物。这个操作被称为管板冲洗。蒸汽发生器排污系统（BDS）用于正常运行期间对蒸发器二次侧进90AP1000核电站常规岛简介课件919.凝结水精处理系统9.凝结水精处理系统92凝结水精处理系统（CPS）作为永久性设置的系统，用来除去凝结水中的杂质，以确保达到蒸汽发生器规定的给水水质。其主要功能如下：在机组起动阶段，凝结水精处理系统的投入可使凝结水较快的达到回收指标，从而减少凝结水的排放量，并缩短机组起动时间；在机组正常运行期间，凝结水精处理系统的投入，可除去因冷凝器微量泄露而进入凝结水的杂质以及热力系统产生的腐蚀产物，以确保给水水质；在冷凝器突然发生较大泄露事故时，凝结水精处理系统的投入，可为机组提供足够后撤时间，避免紧急停堆。9.1系统功能凝结水精处理系统（CPS）作为永久性设置的系统，用来除去凝结93待处理的凝结水从主凝结水泵出口母管进入凝结水精处理装置，先经过前置阳床处理，使凝结水中的绝大部分氨及腐蚀产物先行除去，然后经过混床精处理，以彻底除去凝结水中的微量盐分以及前置阳床漏过的离子状杂质，满足蒸汽发生器水质的要求。混床出口的净凝结水通过净凝结水泵送回主凝结水系统。凝结水精处理运行时，在凝结水精处理系统进出口之间的凝结水管道上的阀门关闭，确保主凝结水达到全流量精处理的目的。9.2系统描述待处理的凝结水从主凝结水泵出口母管进入凝结水精处理装置，先经9410.加热器疏水排气系统（HDS）10.加热器疏水排气系统（HDS）95疏水系统将高压疏水逐级输送至除氧器。高压疏水包括汽水分离器（MS）本体疏水和汽水分离再热器（MSR）管侧疏水，也包括高压加热器加热蒸汽凝结下来的疏水。疏水系统将1，2号低压加热器的低压疏水逐级输送至主冷凝器。而3，4号低压加热器的低压疏水则由加热器疏水泵输送至凝结水系统。低压疏水包括低压给水加热器加热蒸汽凝结下来的疏水。10.1高低压疏水疏水系统将高压疏水逐级输送至除氧器。高压疏水包括汽水分离器（96HDS为不凝结气体排出MSR管束提供排气管道。高压加热器壳侧排气管道与除氧器相连，持续排出不凝结气体，以维持加热器传热性能。低压加热器壳侧排气管道与逐级或直接冷凝器相连，持续排出不凝结气体，以维持加热器传热性能。MSR管侧和加热器壳侧排气HDS为不凝结气体排出MSR管束提供排气管道。MSR管侧和加97AP1000核电站常规岛简介课件98AP1000核电站常规岛简介课件99AP1000核电站常规岛简介课件100AP1000核电站常规岛简介课件101第二部分汽机及汽轮发电机辅助系统

1.主汽轮汽轮机系统第二部分汽机及汽轮发电机辅助系统1.主汽轮汽轮机系统102

1.1简介汽轮机是一种利用蒸汽做功的高速旋转式机械，其功能是将蒸汽带来的反应堆的热能转变为推动汽轮机转子高速旋转的机械能，并带动发电机发电。我厂汽轮机采用日本三菱重工技术，汽轮机为工作转速1500转/分、单轴、四缸六排汽的反动凝汽式核电汽轮机,有两个两级再热的外置式中间汽水分离再热器，末级动叶片长1375mm。主汽轮机由一个高压缸、三个低压缸及其附件组成，附件包括进汽阀、盘车装置、润滑油系统（包括顶轴油系统）及仪表和控制系统。四个缸通流部分均是双流对称分布式。一个高压转子、三个低压转子通过刚性联轴器接成一个轴系，再通过刚性联轴器与发电机转子相联。每根转子都有一对径向轴承支承。整个轴系只有一个推力轴承，位于1号低压缸和2号低压缸之间。1.1简介103主要设计参数如下：额定功率1251MW最大连续功率1284MW工作转速1500rpm旋转方向从汽机向发电机看为顺时针额定主蒸汽流量6799t/h主汽阀前额定压力5.53Mpa.a主汽阀前额定温度270.3℃主汽阀前蒸汽湿度0.36%再热阀前额定温度257℃再热阀前额定蒸汽压力0.932Mpa.a额定工况背压4.4Kpa.a末级叶片高度1375mm盘车转速3rpm主要设计参数如下：104

1.2主要设备主汽阀和主调阀：主汽阀（MSV）的功能是在接到跳机信号时能快速切断供高压缸的主蒸汽，主调阀的主要功能是通过控制系统调节供高压缸的蒸汽流量。共有4个主汽阀（MSV）和4个主调节阀GV）。两个主汽阀和两个主调阀的阀体由一个整体铸件组成，形成一个阀组进汽室。共有两个阀组进汽室，分别位于汽机平台上高压缸两侧，都锚定在汽机底座上。蒸汽流过MSV后进入进汽室，经主调阀流到高压缸的入口。MSV—GV阀组示意图见图1.2主要设备105AP1000核电站常规岛简介课件106主汽阀包括一个先导阀.，是为汽轮机从静止加速至接近额定转速而专门设计的。当汽机冲转时，主调节阀全开，主汽阀的先导阀以全周进汽的状态运行，因此启动时汽机部件可均匀加热。主调节阀属于平衡型阀，施加于阀上的不平衡力较小，容易控制。在主调节阀周围，装有一个由多孔的圆筒组成的消声器，减小低负荷时主调节阀周围的压降，从而减小阀门小开度时汽流的冲击﹑降低噪音。主汽阀和主调节阀均装有一个后座，防止阀杆处漏气。为保证运行安全，阀杆不卡死。每个主汽阀（MSV）的进口处装有孔径7毫米的永久性滤网。在最初启动阶段，永久滤网的外面还装有孔径4毫米的临时滤网。主汽阀包括一个先导阀.，是为汽轮机从静止加速至接近额定转速而107高压缸主蒸汽通过4个主调节阀和4根高压导汽管后进入高压缸主蒸汽入口，主蒸汽入口在高压缸的轴向中部，之后蒸汽经汽机的级膨胀做功，乏汽经6根高压排汽管经MSR的低部进入外置的汽水分离再热器，部分排汽供到除氧器用于给水加热。高压缸通流部分为双流对称分布，正反向各10级，动叶片采用全3D设计的ISB结构，叶根型式采用大根部/枞树型。为了提高汽轮机的效率，在设计上不采用调节级。高压缸108高压缸为单层缸结构，缸体材料为碳钢，水平结合面处分开，形成汽缸上半和下半部分。静叶栅安装在隔板套上。隔板套是在水平结合面支承在汽缸上的独立部件，定位销在顶部和底部定位隔板套，使它们保持相对于汽机轴向的正确位置，并容许随温度变化自由地膨胀和收缩。高压缸隔板套用不锈钢制造（12%铬钢）以增强耐腐蚀性。高压转子为合金钢整锻件且经过精加工而制成，主轴与叶轮是一体锻造的，解决了套装转子在高温下叶轮和轴之间的松动问题，且有利于机组快速启动。高压转子调端用螺栓固定一只单独的接长轴，该短轴上装主油泵和危急遮断器。两台机组的高压转子具有互换性。高压缸为单层缸结构，缸体材料为碳钢，水平结合面处分开，形成汽109高压转子采用无中心孔整锻转子。维修中不必做周期性中心孔检查，从而减少维修费用。无论是冲动式汽轮机还是反动式汽轮机，都承受着很大的推力。这个推力是由两部分组成：轴向动推力和静推力。轴向动推力是由动叶栅中蒸汽方向变化引起的，静推力是由叶轮两端的压差引起的。汽轮机采用双流道，且使蒸汽在汽缸内的流动方向相反，可大大减少轴向推力。高压转子采用无中心孔整锻转子。维修中不必做周期性中心孔检查，110再热主汽阀（RSV）和再热调节阀（ICV）在汽水分离再热器到低压缸的每根进汽管上都装有一对RSV和ICV，共有6对。当汽机突然甩负荷或紧急停机时，再热主汽阀将会快速关闭，避免汽机超速。再热调节阀通过汽轮机控制系统操作。再热主汽阀和再热调节阀均为蝶形阀，其结构使开关方便，且全开时压力损失小。每个再热主汽阀和再热调节阀阀杆汽封装置处均装有阀杆漏汽管路。再热主汽阀（RSV）和再热调节阀（ICV）111低压缸在先前的设计中，转子和内缸都由外缸支撑。随着运行工况的变化，如冷凝器真空负荷等，外缸可能发生变形，从而也可能改变转子的垂直位置。在某些情况下，转子表面和轴封会相互接触从而产生摩擦，摩擦产生的热量使转子垂向弯曲，最终可能导致明显的横向振动。我厂低压缸是改良的双层缸结构，内缸和外缸分别落在基座上。由于外缸和轴系互不关联，低压转子的垂直位置绝不会因运行工况的变化而发生改变。轴封直接由位于基座上的轴承箱支撑，也避免了转子和轴封之间的摩擦。低压外缸的变形由安装在外缸和轴承箱之间的波纹管吸收，所以变形绝不会传送到轴承箱。

低压缸112流入给水加热器的蒸汽从湿区抽取，通过抽汽最大限度地除去水分。低压缸通流部分为双流对称分布，正反向各10级，采用全3D设计的反动式叶片，这种叶片的效率高。在设计低压末级叶片的过程中慎重考虑了防蚀能力和增强性能。经过汽水分离再热器后的再热蒸汽由6根低压缸进汽管经三个低压缸前的再热主汽阀和再热调节阀送至三个低压缸，在喷嘴和动叶中膨胀作功。每个低压缸进汽口设在低压缸的顶部，通过法兰与蒸汽管道相连。低压缸的第4、3、2、1级抽汽分别为4号、3号、2号、1号低加供应回热蒸汽。低压缸做完功的的蒸汽由两侧的2个排汽口直接派入各自的冷凝器中。低压外缸上半部分和下半部分各由3个轴向模块组成，即调端模块、电端模块和中间模块。电端模块和调端模块相同，中心模块的结构与两个端侧模块不同。流入给水加热器的蒸汽从湿区抽取，通过抽汽最大限度地除去水分。113低压转子材料为低合金钢（3.5%NiCrMoV钢）锻件，相对套装转子而言，可减小离心切向应力，对减小汽轮机产生飞射物的概率非常有效。叶轮和联轴器与主轴锻造为一个整体，叶轮重量可减小。每个汽机转子装有两个径向滑动轴承，两端各一个,这些轴承均为强制润滑型。末级叶栅高度为1375mm，最大转动直径5556mm，轴的跨度8500mm。低压缸底部通过柔性膨胀接头与冷凝器外壳连接。低压转子材料为低合金钢（3.5%NiCrMoV钢）锻件，相对1141号和2号低压转子之间以及2号和3号低压缸转子之间用短轴连接，即中间轴。推力轴承安装在1号和2低压转子之间的中间轴上。中间轴材料为低合金钢（3.5%NiCrMoV钢）锻件，且无中间孔。法兰连接的刚性联轴器用于连接高压转子、低压转子1/2/3、发电机和中间轴。转子连接法兰用液压夹紧联轴器螺栓连接。1号和2号低压转子之间以及2号和3号低压缸转子之间用短轴连接115轴承每个转子由两个径向轴承支撑，一个轴系配一个推力轴承，这些轴承均为强制润滑。汽轮机组共有8个径向轴承，径向轴承承担转子的重量以及其它因素引起的其它作用力，保证转子中心在径向上与汽缸一致。高压缸径向轴承采用滑动轴承，有两个，分别位于高压缸外部的轴向前后。径向轴承由三个键支承在底座的一个球面钻孔座内。其中两个键安装于外壳的下半部分，与水平中心线和垂直中心线成45度角，第三个键位于垂直中心线上外壳的顶部。键与键之间配有轴瓦，这样轴承可纵向和横向移动，在汽缸范围内准确地定位转子。轴承116低压缸径向轴承采用自动对中球面座套筒轴承，以便沿轴取得良好的轴承对中效果。轴承在轴承座中的垂直和水平位置通过插入或移除单个键和轴瓦之间的衬套、轴承座和底座之间的衬套来实现。轴瓦下半部分内的定位销钉伸入轴承座内的槽口，从而防止轴承相对轴承座转动。由于必须保证静子和转子间准确的相对位置，从而避免静子和转子轴向彼此接触，在汽轮机上配置了一个承受轴向力的金斯伯里型推力轴承，位于1号低压缸与2号低压缸之间。汽轮机的轴向力通过推力轴承传递给1号低压缸与2号低压缸之间的轴承座。推力轴承是整个轴系的相对死点。整个轴系可以以推力轴承为死点向两端膨胀。所有轴承均装有热电偶，用来探测金属和回油的温度。低压缸径向轴承采用自动对中球面座套筒轴承，以便沿轴取得良好的117滑销系统汽轮机在启动、停机和运行时，汽缸的温度变化较大，将沿长、宽、高几个方向膨胀和收缩。由于基座的温升低于汽缸，如果汽缸和基座为固定连接，则汽缸将不能自由膨胀，就会产生不应有的应力及伴同而生的振动。汽缸与基座和汽缸与轴承座之间装上轴向和横向滑销，并使固定汽缸的螺栓留出适当的空隙。滑销系统118汽封汽机的端汽封和隔板汽封都采用曲径式汽封。端汽封通过轴封蒸汽密封，轴封蒸汽由主蒸汽系统或辅助蒸汽系统供应。整个叶片流道内，转动部件和静止部件均以较大间隙隔开。为了控制漏汽，利用薄汽封条减小径向间隙。一些密封条被放入密封环的密封段上，这些密封段由静止部件保持。因这些密封段都是弹簧靠背式汽封，弹性地支持在汽缸内，如果发生汽封与转子瞬间磨擦，这种布置可以避免转子和汽封损坏。在低压末级动叶片内插入了足够长的辅助密封条。汽封119盘车装置盘车装置的主要功能是在机组启动前或停机后用来盘动整个轴系，避免轴系永久变形。汽轮机启动时，为迅速提高真空，常需在冲转汽轮机前向轴封系统供汽。这些蒸汽进入汽缸后大部分滞留在汽缸上部，造成汽缸与转子上下受热不均匀，如果转子静止不动，便会因为自身压差而产生向上弯曲变形，进而引起振动、动静部分摩擦等。汽轮机停机后，汽缸和转子等部件由热态逐渐冷却，其下部冷却快，上部冷却慢，转子因上下温差而产生弯曲。为保证转子均匀受热和冷却设置有盘车装置，位于NO.3低压缸与发电机之间，在汽轮机启动和停机时对汽机连续盘车，使汽机保持低转速连续转动，直到机组重新启动或汽机的金属温度接近环境温度。盘车装置120低压缸排汽口喷淋汽机工作时，由于动叶片的高速旋转，低压缸排汽口会发热。正常工作时，这些热量被主汽流带走。但当汽轮机在低负荷工况，特别是在零负荷额定转速工况下运行时，由于蒸汽流量小，低压缸末级叶片的摩擦鼓风发热使得排汽温度迅速上升，转子和静子部件之间的热变形和过度差胀造成动静部件摩擦相碰而导致机组损坏、停机。为了控制低压缸末级叶片排汽温度高加装了自动喷嘴。在条件需要时向汽轮机低压缸末级叶片出口处提供低温冷却水，通过喷嘴雾化后与低压缸排汽充分混合，吸收排汽热量，降低末级叶片排汽温度，避免发生动静部件摩擦碰撞事故。喷淋水来自凝结水泵出口，流量由温度响应阀控制。

低压缸排汽口喷淋121在无负荷蒸汽流量和最大真空条件下不会出现排汽口过热的现象。出现排汽口过热的现象的工况有：低真空；转速≧600转/分钟&负荷≦20%期间。如果此时低压缸排汽口喷淋不工作，排汽口温度将超过70℃，这时应采取专门措施通过增大负荷或提高真空度逐渐降低排汽口的温度。排汽口的温度上限为120C。一旦达到此温度，应使机组停机并清除故障。在无负荷蒸汽流量和最大真空条件下不会出现排汽口过热的现象。出122

1.3系统运行正常运行工况：定义为汽轮发电机组在没有任何异常的情况下发出电功率的一系列工况，包括启动和停机，同时也包括根据网调要求在预定的范围内进行负荷控制。电厂瞬态和事故：在汽机保护系统探测到存在超出汽机脱扣定值的异常或事故时，汽机能脱扣并安全惰转。异常运行工况：一列高加或一列低加完全解列，MSR部分或全部解列，冷凝器半侧运行，1/6冷凝器解列，一台主给水泵解列，循环水泵解列。1.3系统运行1231.4核汽轮机特点新蒸汽参数在一定范围内变化新蒸汽参数低，且多用饱和蒸汽理想焓降小，容积流量大汽轮机中积聚的水分多，容易使汽轮机组产生超速1.4核汽轮机特点1242.汽轮机轴封系统（SSS）主汽轮机在启动、停运过程中和带负荷情况下，低压缸排汽端处于真空状态，为了防止大气沿轴承漏入损坏轴封齿以及影响真空，必须采取密封措施。在机组负荷较低时，高压缸排汽端压力也较低，为了防止大气沿轴承漏入损坏轴封齿以及影响真空，也必须采取密封措施，当机组负荷增高后，为了防止高压缸缸内的蒸汽沿轴承漏向大气，同样也需要采取密封措施2.汽轮机轴封系统（SSS）主汽轮机在启动、停运过程中和带负1252.1系统功能

以一定的压力和流量向主汽轮机轴封提供密封蒸汽，在汽轮机正常运行、启动和停止时，防止环境中的空气从轴封处漏入汽轮机或汽轮机汽缸中的蒸汽漏入外界环境中；回收汽轮机轴封和汽机进汽阀阀杆的漏汽。该系统也是建立和维持主冷凝器真空的必要条件。2.1系统功能1262.2系统描述

汽机轴封系统主要部件有4种蒸汽压力调节阀、一个轴封蒸汽冷凝器、两个轴封排风机、汽封、阀门、管道以及有关的控制和仪表组成。高低压汽缸转子的两端都装有很多曲径式汽封片，这些汽封片安装在汽封环上，同汽机轴共同组成曲径式汽封。汽封蒸汽的主要流程如图所示：2.2系统描述127AP1000核电站常规岛简介课件128本系统中各汽封的供汽阀门站采用独立调节的调节方式。由于三个低压缸六组轴封供汽阀门站距新蒸汽汽源的距离不等，管道的压力损失也不一样，所以采用了低压缸每个汽封由一套独立的阀门站控制供汽，从而使进入低压缸汽封的蒸汽压力保持一致。在汽机启动和低负荷（<10~15%）运行期间，高压缸和低压缸排汽口压力低于大气压力。密封蒸汽供应到汽腔X，漏过汽封一侧漏到汽轮机侧，另一侧漏到汽腔Y侧同漏入的空气一起通过一个回流管流到轴封蒸汽冷凝器。本系统中各汽封的供汽阀门站采用独立调节的调节方式。由于三个低129AP1000核电站常规岛简介课件130高负荷运行时，高压缸排汽口压力高于汽腔X的压力，流过轴封内侧密封环的轴封蒸汽流动方向发生改变。随着排汽压力上升，流量增加高压缸轴封变为自密封。在高负荷期间高压缸汽封蒸汽溢流到NO.1低压给水加热器。从轴封排出的空气、蒸汽和疏水以及汽轮机主要阀门的阀杆漏汽（MSV，GV，RSV，ICV）用母管收集后疏排到轴封蒸汽冷凝器壳侧冷却，剩余的蒸汽在壳侧得到冷凝，冷凝后的凝结水经一个环形水封管排往主冷凝器回收箱，环形水封管用来维持冷凝器的压力。在轴封蒸汽冷凝器壳侧装轴封排风机来维持微真空，引导轴封漏汽的流向，使空气向内流，防止蒸汽沿着转子向外泄漏。两台容量为100%的电动排风机从轴封蒸汽冷却器中连续抽除空气和其它不凝结气体，排入厂房外的大气。高负荷运行时，高压缸排汽口压力高于汽腔X的压力，流过轴封内侧131

2.3主要设备轴封蒸汽冷凝器：轴封蒸汽冷凝器是一个表面式、单流程、直管管壳侧热交换器，冷却表面积305㎡、壳侧材料为碳钢、管侧为不锈钢、外径15.88mm、厚度1.0mm、管子数量3122、最小凝结水流量860×103kg/hr。通过冷凝的方法，在汽机的端汽封处维持一个稍低于大气压的真空，将从高压缸和低压缸漏出的密封蒸汽全部抽吸掉，防止汽机端汽封处密封蒸汽漏出。同时，轴封冷凝器也冷却和冷凝从汽机阀门（MSV、GV、RSV、ICV）阀杆漏出的蒸汽。管侧流动的是凝结水泵来的凝结水，将回收的轴封蒸汽冷凝后凝结水进入NO.1低加。2.3主要设备132轴封排风机2台100%容量的电动卧式离心风机，容量为85m3/min，压头为770mmAq。电机容量为75KW，额定转速为3000rpm。正常运行时只需一台运行，另一台备用。正常时两台排风机入口隔离阀开启，运行的排风机出口逆止阀开启，备用排风机出口逆止阀关闭。轴封蒸汽冷却器壳侧压力由一个压力传感器监测。如运行的排风机跳闸则备用的排风机自动启动。排风机疏水流向废水系统。正常情况下，从轴封排风机排出的不凝性混合气体没有放射性。然而，在发生蒸汽发生器破管导致一次侧向二次侧有明显泄漏时，排出的气体可能有放射性。GSS通过安装在排气管线上的一个放射性监测器监测。当放射性水平达到不可接受水平时，运行程序终止GSS系统的运行，防止放射性向大气释放。轴封排风机133调节阀蒸汽压力调节阀和溢流阀是气动球阀。主供汽压力调节阀接受从MSS供来的蒸汽并维持轴封供汽母管的压力恒定为1.55MPa.a。低压轴封供汽压力调节阀调节到LP轴封供汽出口压力并在所有功率范围内维持供汽压力恒定为0.13MPa.a。高压轴封供汽压力调节阀，维持供应到HP转子轴封的出口压力为0.13MPa.a。轴封溢流调节阀与高压缸轴封供汽压力调节阀相连，在所在运行工况下通过将过剩的密封蒸汽导流到1号低加，维持HP轴封联管的入口压力为0.13MPa.a。调节阀134安全阀轴封系统有两个安全阀，防止在供汽压力调节阀故障时超压。一个位于轴封供汽母管上主供汽压力调节阀后，在主供汽压力调节阀发生故障时为轴封供汽母管提供保护。另一个位于HP轴封蒸汽供应管线高压轴封供汽压力调节阀后溢流阀前，在溢流阀故障时将过剩的蒸汽排到TDS，控制这部分管段的压力，允许GSS在发生单一阀门故障时连续运行。安全阀135

2.4系统运行正常运行

HP轴封变为自密封方式。当HP轴封变为自密封时，轴封处将会有大量蒸汽，远远超过HP轴封密封的蒸汽量要求。随着汽机负荷增加，HP轴封排汽压力上升，溢流阀工作，将多余的密封蒸汽从高压缸轴封溢流到1号低加。溢流阀保持HP轴封排汽口压力在0.13MPa.a。LP轴封运行同低负荷时相同，保持在0.13MPa.a。系统异常工况

GSS自动响应异常运行工况和电厂扰动，比如功率水平瞬态，不需要电厂操纵员的干预。但由于设备故障造成的某些电厂扰动要求操纵员干预以防止或减轻设备损坏。2.4系统运行1363.冷凝器除气系统3.1系统功能冷凝器抽气是由CMS系统来执行的。在电厂的启动、冷却和正常运行期间，这个系统抽出冷凝器里的空气和不凝性气体，建立并维持冷凝器里的真空。3.2设计标准和目标在电厂启动、冷却和正常运行期间CMS系统抽出冷凝器壳体蒸汽侧的空气和不凝性气体并且将它们排到大气。在电厂启动和正常运行期间CMS系统通过使用液环式真空泵建立和维持冷凝器的真空。3.冷凝器除气系统3.1系统功能137

3.3系统描述CMS系统有三台液环式真空泵组成。真空泵用来在正常运行期间抽出冷凝器壳里的空气和不凝性气体和在启动期间提供冷凝器启动抽气。带有水蒸气的不凝性气体经过冷凝器管束中心的空气冷却区域到达真空泵的吸入口后被抽出。这些不凝性气体主要由空气，氮气和氨气组成。氢气不存在于系统中。溶解氧存在于凝结水中和冷凝器热阱水中。冷凝器中的这种氧只有少量被释放出来，并且与系统中抽出的气体和蒸汽相比这部分微乎其微。因此，CMS系统中混合物爆炸的可能性并不存在。3.3系统描述138凝结水经常用作密封水。冷凝器真空泵的性能取决于密封水的水温。因此，低温的密封水是必要的并且用于密封水冷却器的冷却水由TCS来提供。密封水的温度低于冷凝器里的饱和温度以维持令人满意的真空泵性能。排放到大气的不凝性气体和蒸汽组成的混合气体通常情况下是不具有放射性的。然而，如果发生一次侧向二次侧系统的泄露，混合气体就有可能被污染。因此对真空泵抽出的空气和不凝性气体在排放前进行放射性监测。如果CMS系统不可运行，那么不凝性气体的集聚会导致冷凝器背压的逐渐上升。冷凝器背压的增加会引起汽机循环效率的降低。如果CMS仍不可运行，冷凝器背压就会增加到汽机跳机值并最终引起汽机跳机。冷凝器真空丧失引起汽机跳机但并不会引起主蒸汽隔离阀的关闭。凝结水经常用作密封水。冷凝器真空泵的性能取决于密封水的水温。139

3.4设备描述冷凝器真空泵成套装置CMS系统主要由三台真空泵组成。每台真空泵作为成套装置被提供并包括一台液环式真空泵，密封水冷却器，密封水泵和气水分离器。密封水泵将密封水从气水分离器打到真空泵。密封水用来对真空泵进行密封并且用来对进入泵的气体进行压缩。密封水冷却器位于真空泵和密封水泵之间并且通过流经管内的TCS系统的冷却水来冷却密封水。气水分离器将水和不凝性气体分开并且将分离出来的水储存起来。通过CDS系统和DWS系统对气水分离器进行补水。3.4设备描述140阀门真空泵成套装置包括三个气动类型的阀门。第一种是冷凝器真空泵入口阀。当真空泵运行时这个阀门就打开用来排出冷凝器里的不凝性气体。当真空泵跳闸或者停止运行时，这个阀门就会自动关闭以阻止空气倒流进入冷凝器。第二个是真空泵空气喷射器旁路阀。第三个是真空泵空气喷射器进口阀。这些阀将真空泵的运行模式从保持运行转换到启动运行，并且由冷凝器真空来控制。阀门141

3.5系统运行正常运行：在启动运行时冷凝器的低真空期间，通过三台液环式真空泵的运行来将冷凝器里的空气排出。这被称作“启动运行”。当冷凝器里达到高真空时，启动运行的抽气能力就会下降。因此，就会转换到同时使用空气喷射器的“保持运行”。在保持运行高真空可以得以保持。启动运行和保持运行的转换是通过改变喷射器旁路阀和喷射器入口阀的状态来实现的。3.5系统运行142在电厂正常运行期间，通过一台或者两台真空泵的运行就可以抽出冷凝器里的不凝性气体。空气和密封水通过真空泵出口排入气水分离器进行气水分离。分离出来的空气通过排气管线排到大气。另一方面，密封水先通过密封水泵进行加压，然后进入密封水冷却器被冷却。当气水分离器的液位升高时，溢流阀就会打开。在电厂正常运行期间，通过一台或者两台真空泵的运行就可以抽出冷143事故和瞬态：如果一台泵跳闸，那么主控就会发出一个报警并且备用泵就会自动启动。跳闸的真空泵的入口阀就会自动关闭以阻止空气倒流而进入冷凝器。异常工况：如果冷凝器的一个水室退出运行，那么冷凝器抽真空系统对应的冷凝器出口阀就需要被全关以阻止没有冷却水流量的管束外侧的蒸汽被抽走。预防限制：如果冷凝器冷却水管存在结垢差异的话，那么结垢多的管道部分的蒸汽会被抽出并且空气抽出管道的温度也会上升。在这种情况下，操纵员可以关闭对应的抽真空截止阀以阻止蒸汽继续被抽出从而可以稍微改善冷凝器的真空。事故和瞬态：如果一台泵跳闸，那么主控就会发出一个报警并且备用144AP1000核电站常规岛简介课件145

4.1系统功能转速控制：LHS系统的转速控制功能包括转速控制、升速及超速保护。负荷控制：TOS系统的负荷控制功能用于提供调节机组负荷的信号。根据控制信号，汽机阀门调节进入汽轮机的蒸汽流量。阀门控制：汽机主汽阀或主调阀控制进入高压缸的主蒸汽流量，而进入低压缸的主蒸汽流量则由再热调阀控制。上述阀门都由电液伺服油动机根据TOS系统的信号进行控制。甩负荷时调门快关：功率/负荷不平衡回路触发主调阀和再热调阀快关，以防汽机转速增加甚至超速。超速保护：超速保护控制（OPC）在正常转速控制失效或甩负荷时动作。如果汽机转速一直增长并超过超速保护跳机定值，紧急停机系统就会使汽机跳闸。4.汽轮机电动液压油系统（LHS）

4.1系统功能4.汽轮机电动液压油系统（LHS146

4.2系统描述液压油(EH油)系统的压力由两台电动高压供油泵中的一台来提供。这两台泵具有相同的容量。它们通过吸入口滤网从EH油箱取油。供油泵的出口压头大约在13.7Mpa.g并且由泵内部的调节器进行控制。每台供油泵的出口管线上布置了一个安全阀。汽轮发电机具有四个主汽阀（GV）,四个主调阀（MSV），六个再热主汽阀（RSV）和六个再热调阀（ICV）。主汽阀和主调阀控制进入高压缸的蒸汽流量。这些阀门具有可调节开度的能力。再热主汽阀和再热调阀控制着从高压缸排出后经过汽水分离再热器进入低压缸的蒸汽流量。再热主汽阀不具备调节开度的能力。它们处在开或者关的位置。4.2系统描述147再热调阀具备调节能力以提高跟踪甩负荷时的瞬时响应。这些阀门靠弹簧力保持在关的位置而由油动机打开。EH油系统既对RSV进行开关控制，也对MSV，GV和ICV进行开度控制。从DEH控制系统中接收电位置信号，经过处理后提供一定的液压来对阀门的油动机进行定位。当系统处在较低的环境温度下运行时，EH油箱中的油通过使用一个净化泵来加热，而不是使用油加热器。EH油温低于35℃时不推荐长期运行。禁止在20℃以下运行。两个安全阀为系统提供超压保护。当系统压力达到预先设定值时安全阀就打开，而释放出的油就会流回EH油箱。在安全阀动作之前会有一个报警被触发。再热调阀具备调节能力以提高跟踪甩负荷时的瞬时响应。这些阀门靠148高压油母管向阀门的油动机，OPC母管和AST母管供应EH油。在正常运行情况下，OPC母管和AST母管被加压并允许正常的阀门动作。在超速或停机的情况下，这些母管通过卸压提供一种快速关闭蒸汽阀门的手段。油动机的排油通过一条公共的回油管线回到油箱。通过停机电磁阀，隔膜阀和固定在EH装置上的高压蓄能器的排油通过另一条排油管线回到油箱。在通常情况下，每个油动机的排油通过油冷却器和返回过滤器回到EH油箱。通常只需要一个油冷却器和返回过滤器运行就可以满足要求。通过手动操作方向引导阀来实现排油流动路径的改变。这种方向分流阀允许对返