第1章二回路水汽循环系统

AP1000常规岛系统与设备任课教师：张丁旺联系电话-mail：zhangdingwang@2/2/20231本课程共三章：二回路水汽循环系统汽轮发电机及辅助系统常规岛辅助系统2/2/20232预备知识0.1热力学基础知识0.1.1工程热力学的研究对象与任务热力学是研究热现象的一门科学,工程热力学是热力学的一个分支

工程热力学的研究对象与任务为：热能转换成机械能的规律及方法，并寻求进行这种转换的最有利条件(即提高转换效率的途径)。0.1.2工质、热源、热力系统工质实现热能和机械能相互转换的媒介物质叫做工质。热源工质从之吸取热能的物体叫热源，或称高温热源。工质向之排出热能的物体叫冷源，或称低温热源。

热能动力装置的工作可被概括成：工质从高温热源吸取热能，将其中一部分转换成为机械能而作功，并把余下的一部分传给低温热源的过程。2/2/20233热力系统

热力系统——被人为地分割出来以作为热力学分析的对象叫做热力系统。周围的物体统称为外界。①闭口系统及开口系统：按照有无工质通过界面,热力系统可以分成开口系统和闭口系统.②绝热系统—和外界没有热量传递的系统称为绝热系统(如汽轮机).状态、状态参数、基本状态参数、状态方程状态：在某一瞬间，用以表示物质物理特性的总标志。状态参数：在给定的状态下，表明物理特性所用的各个量，称为状态参数。例如温度、压力、比容等。2/2/202340.1.3基本状态参数：温度、压力、比容（1）温度——温度是表示物体冷热程度的物理量。

温标——测量温度的标尺称为温标—国际温标、华氏温标(朗肯绝对温标)

①国际温标：即热力学百分温标，规定在标准气压下(760mmHg,0.1013MPa),水的沸点温度与冰的融点温度相差100℃。

摄氏温度t：规定冰点为0℃（故沸点为100℃）

绝对温度(热力学温度)T：原规定气体分子的均方根速度为零时的温度为绝对零度(T=0K，相当于-273.160℃)，因绝对零度实际上达不到，故国际权度会议将水的三相点(水的固、液、汽平衡共存的状态点)作为单一基准点，并规定该点温度为273.16K，单位“开尔文”）。三相点相当于0.01℃，因此：t=T-273.15②华氏温标与朗肯绝对温标(英制单位)：

华氏温标规定在标准大气压下冰的融点和水的沸点分别为32ºF和212ºF，华氏温度与摄氏温度间的关系为：朗肯绝对温标的零点与热力学温度的零点相同。朗肯温标与华氏温标之间的关系：

③温度计：测量温度的仪表称为温度计。

工程上所用温度计种类很多。日常使用最广泛的温度计是水银玻璃杆温度计,电厂常用的温度计除水银温度计外，还有热电偶温度计及电阻温度计，除此之外还有用于测量高温的辐射温度计和光学温度计等。2/2/20235（2）压力p

(物理上学过的压强，热力学上称压力)

单位面积上所受到的垂直作用力称为压力。分子运动学说把气体的压力看作是分子撞击容器壁面的平均结果。

①压力单位：国际单位制中，压力的单位为N/m2称为帕斯卡(Pascal)或简称帕，用Pa表示。工程上因Pa太小常用兆帕(MPa)。1MPa=106Pa工程上还常用bar(暂时与国际压力单位并用)1bar=105Pa除国际单位外，工程制常用压力单位有：

单位液柱高度：常用mmHg，mmH2O，mH2O。p=hγ=hρg1mmHg=133.321Pa，1mmH2O=9.80665Pa1mH2O=9806.65Pa=0.0980665bar工程大气压(at)，1at=1kgf/cm2[千克力/(厘米)2]1at=735.6mmHg=98066.5Pa=0.0980665MPa=0.980665barata—绝对大气压物理大气压(标准大气压)在纬度45°海平面上常年平均气压，其数值为760mmHg1atm=760mmHg=1.013×105Pa=1.013bar2/2/20236②压力测量：

传统的压力测量方法有两种：弹簧管压力表(工程上使用最广)及U型管压力表。pa表示大气压，待测压力为p绝对压力，可以想象，当待测压力与pa相等时，测量指示必然为零，故测量压力为实际压力与大气压差值。a.

当p＞pa时，差值称为表压力pg，故绝对压力p=pg+pab.当p＜pa时，pa与p的差值称为真空(度)pv，故绝对压力p=pa-pv.

只有绝对压力p才代表了工质所具有的压力，故为状态参数。而p难以直接测得，是利用pg、pv计算得到的。2/2/20237（3）气体比容v及密度ρ单位质量的工质所占有的容积称为比容:v=V/m(m3/kg)

m——工质的质量(kg)；

V——m所占的容积(m3)单位容积内工质的质量称为密度：ρ=m/V=1/v(kg/m3)

重度γ(旧工程单位)是指单位容积内工质的重量:

γ=ρg2/2/20238理想气体与实际气体(1)实际气体：分子具有一定的体积，相互之间具有作用力。(2)理想气体：认为：①分子是些弹性的、不占据体积的质点；②分子相互之间没有作用力。理想气体是一种实际上不存在的假想气体。理想气体实质上是实际气体的压力p→0,v→∞时的极限状态之气体。(3)自然界中实际存在的气体,在通常温度(≮-20℃)和压力(≯20MPa)下,大多接近理想气体之条件。如H2、N2、O2、CO、

CO2、空气及烟气等。在热工计算中，一般的气体都可当作理想气体看待，而水蒸汽则要看它所处的状态——热动力装置中压力很高，离饱和状态不远，不能当作理想气体；而对于燃气中的水分和大气中的水分，可以作为理想气体看待。2/2/20239气体的状态方程

经验表明：状态参数并不是互不相关的。对于气体，两个状态参数确定后，状态就定了，其他状态参数也就确定了，用数字式表示(即状态方程)为：用隐函数可表示为：理想气体的状态方程式中R—气体常数

R=R/=8410/[J/(kg∙K)]

R为通用气体常数=8410J/(kmol∙K)

为气体分子量:对水蒸汽=18.016，R=461.26[J/(kg∙K)]2/2/2023100.1.4其它状态参数

内能热运动：物体内部的分子、原子等粒子在不停的运动着,这种运动叫做热运动。内能：内能包括内动能和内势能。物体因热运动而具有的能量叫做内热能(内动能)；内势能由分子之间的作用力引起，因此与分子间的平均距离有关。内能是状态参数：

分子运动学说指出，物体内部分子的均方根速度只是温度的函数，因此，内动能只是温度的函数。由于分子之间有作用力存在，欲使它们彼此之间的平均距离加大，就必须作内功，使分子间具有的内势能增大。因此，内势能与分子间的距离有关，也就是与工质的比容v大小有关。故

u表示1kg工质具有的内能。单位：J/kg；kJ/kg2/2/202311焓h膨胀功及在p-v图上的表示设气缸中盛有1kg气体，进行一平衡过程。缸内装有一可移动的无摩擦的活塞。其面积为A，某瞬间缸内压力为p，作用于活塞上的外力为F´，当活塞移动dx时(平衡过程，故工质对活塞的力为F应与F´相等)，工质反抗外力所作的膨胀(容积增大)功为：dw=F·dx。因为是平衡状态(可逆,无摩擦),F=p·A。所以，dw=p·A

dx=p·dv——膨胀功从状态1变到状态2时，整个膨胀过程所作的功为：即：工质在可逆过程中所作的膨胀功可用p-v图上过程曲线下的面积表示。

2/2/202312推动功(流动功)研究对象：C缸。A-C缸活塞面积;Δs-C缸活塞位移。所作功W=p·A·Δs=pV=mpv(J)

m——进入C缸的工质质量。1kg工质的推动功：w=p·v(J/kg)

推动功只有在工质移动位置时才起作用。工质在移动时总是从后面获得推动功，而对前面作出推动功，即使没有活塞存在时也一样。工质作推动功时没有热力状态的变化。

2/2/202313焓h在大多数热力设备中，工质总是离不开流动的，因而内能(u)和推动功(pv)经常是相伴出现，或者说它们常常以组合形式出现。因u、p、v都是状态参数，故其和u+pv也必然仅仅取决于工质的热力状态，也是一个状态参数。定义：焓：h=u+pv。焓有时也叫比焓(J/kg或kJ/kg)

mkg工质的总焓用符号H表示：H=mh=U+pV(J或kJ)系统中若引进1kg工质，则存在于其内部的能量u随着便带进系统，同时还把从后面获得的推动功pv也带了进来，故系统获得的总能量为u+pv=h，工质流出系统时的情况相同。理想气体的焓其中定压比热式中k—等熵指数。对于过热蒸汽k=1.3；对干饱和蒸汽k=1.135;对湿蒸汽k=1.035+0.1x，x表示膨胀过程初态蒸汽干度2/2/202314熵及热量在温熵图(T-s)上的表示：熵s

熵的定义：熵的增量等于系统在可逆过程中从外界吸入的热量除以传热时的绝对温度所得的商。即：ds=dq/T

s—熵[J/(kg·K)或kJ/(kg·K)]；T—绝对温度(K)；

dq—1kg工质在可逆过程中吸收的热量(J/kg或kJ/kg)

熵的含义：功和热都是能量在传递过程中的量度,且可互相转换,只是传递的方式不同而已。对此:dw=pdv及dq=Tdsq和w相对应，是过程中传递的能量。

T和p相对应，是促使能量传递的动力。

s和v相对应，它们标志着能量传递过程可否进行。没有v的改变(dv=0)就没有作功(dw=0)，没有s的改变(ds=0)就没有传热(dq=0)。

工程热力学规定向工质传入热量为正,工质对外放热为负。所以:吸热，ds>0(因dq>0)，熵增加；放热，ds<0熵减少。2/2/202315热量在温熵图(T-s)上的表示热力学上可以证明：熵是一个状态参数，它的物理意义比较抽象，不能直接测量，但用它来分析研究许多热工问题具有很大的实用意义。

T-s图上的每一点表示一个平衡状态，每一条连续曲线表示一个可逆过程，而过程线下面的面积则可以表示过程中所吸入或放出的热量。2/2/2023160.1.5热力过程过程过程(又称热力过程或状态变化过程)—工质状态按某种规律连续进行变化的经历。实际热动力设备中的各种过程较为复杂,工程热力学上根据他们的特征将其近似的概括为几种典型的可逆过程—定容、定压、定温、绝热过程等定容过程定容过程就是在状态变化中气体的容积保持不变的过程。过程特征方程为：v=定值，即dv=0(1)过程方程：由pv=RT及v=定值得：

p/T=R/v=常数

(2)初终参数间的关系：

p2/T2=p1/T1或p2/p1=T2/T1(正比关系)(3)膨胀功：dw=pdv=0(∵dv=0)

即wv=0

dq=du+dw，∴qv=Δu(热量变化等于内能变化)2/2/202317定压过程在状态变化中气体的压力保持不变的过程称为定压过程。过程特征方程为：p=定值，即dp=0(1)过程方程：由pv=RT及p=const得：v/T=R/p=常数(2)初终参数间的关系：v2/T2=v1/T1或v2/v1=T2/T1(正比关系)(3)膨胀功：定温过程在状态变化中保持压力不变的过程称为定温过程。过程特征方程为：T=定值，即dT=0(1)过程方程：pv=RT=const(2)初终参数间的关系：

p2v2=p1v1或p2/p1=v1/v2(反比关系)(3)膨胀功：2/2/202318等熵过程(绝热过程)在状态变化中与外界没有热量交换的过程称为绝热过程。过程特征方程为：dq=0(1)过程方程：即：绝热过程的膨胀功等于内能的减小，技术功等于焓的减少。绝热过程焓的减少叫做绝热焓降或简称焓降，故通常说绝热过程的技术功等于焓降。因此，k称为等熵指数或绝热指数。(2)初终参数间的关系：p2v2k=p1v1k(3)由热力学第一定律q=Δu+w可知，膨胀功：w=-Δu=cv(t1-

t2)同样，由热力学第一定律q=Δh+wt可知2/2/2023190.2水蒸汽性质在热力发动机中用作工质的水蒸汽距液态不远，故不能当作理想气体看待。其物理性质较理想气体复杂得多，不能用简单的数学式子表达出来。故在工程计算中不再能用纯数学的方法计算。而只能利用科学家们多年辛勤劳动所得出的数据表以及据此绘制的T-s图和h-s图进行计算。

0.2.1水的定压加热、气化和过热

工业上用的水蒸汽都是在各种锅炉中定压或接近定压下加热生成的。为便于了解水蒸汽的热力性质，先分析一个水的定压加热、汽化和过热的简单试验。

如图所示：假定汽缸内盛有1kg温度为0℃的水，水面上有一无摩擦的活塞，活塞上置一重物，二者及大气压力施加于水平面的总压力为p0，可以认为水的比容v0≈0.001m3/kg。2/2/202320尚未达到沸腾状态的表明，在一定压力下，沸腾只能在某一相应的温度下发生。这一温度称之为“饱和温度”,以符号ts来表示。水的饱和温度随着水面上所受的压力而变,此压力越高,饱和温度也就越高；一定的饱和温度也有一定的压力(称之为“饱和压力”，以ps来表示)与之相对应，即ps和ts二者互成单值函数关系。刚到达沸腾状态的水叫做饱和水(规定以“´”标志饱和水的参数,如比容v´,焓h´)。随着热能的继续加入，水将逐渐汽化而产生水蒸汽，在此定压汽化过程中温度始终保持为饱和温度ts，而比容则大为增加。此时汽缸中饱和水与饱和蒸汽两相并存。这种状态称之为“湿饱和蒸汽”或简称“湿蒸汽”。其比容用vx表示。继续加热，水将继续汽化，直至汽缸中最后一滴水完全变为水蒸汽时，温度仍为ts，此时的水蒸汽叫做“干饱和蒸汽”或简称“干蒸汽(规定以“"”标志干饱和蒸汽的参数,如比容v",焓h")。如再加热,水蒸汽的温度将升高而超过饱和温度ts,比容也将继续增大。这种水蒸汽叫做“过热蒸汽”,高出ts的度数称之为“过热度”。水称为“过冷水”或“未饱和水”。对汽缸加热时，水的温度渐渐升高，v也随着略有增大。当温度升高到某一定值时，液态水的内部开始产生汽泡，这种现象称之为“沸腾”。实验2/2/2023210.2.2定压加热在p-v图及T-s图上的表示(2)汽化潜热r：

T-s图上a´—a"下的面积表示汽化过程加入的全部热量，称为蒸发(汽化)潜热：r=h"-h´

因加热时未见温度升高，故称之为“潜热”。(3)压力对各特殊状态点的影响

①初始点b在p-v图上与点a在同一垂线上，T-s图上a、b为同一点(因水是不可压缩的，比容v接近为T的一元函数，0℃时v0≈0.001m3/kg)。②点b´为饱和水状态，稍靠右。(因随着压力的提高，水的汽化将在较高温度下进行，故比容有所增加)③点b"为干饱和蒸汽状态点，比a"靠左。(由于压力提高，水的汽化潜热明显减少，干饱和蒸汽的比容也将明显减少)

(1)定压下水蒸汽的形成过程可用p-v图及T-s图表示如下：①点a—0℃水的状态；②点a´—饱和水状态；

a—a´过冷水的余热过程③点ax—某种汽水混合比的湿蒸汽，向右侧汽量增多。x表示“干度”；④点a"—干饱和蒸汽状态；

a´—a"水的定压汽化过程⑤点d—过热蒸汽状态。

a"—d蒸汽的过热过程2/2/202322(4)饱和水线、干蒸汽线及临界状态点水的临界参数为：tc=374.15℃;pc=22.129MPa;vc=0.00326m3/kg。

饱和水线Mc与干饱和蒸汽线Nc把整个p-v图及T-s图都划分为三个区域：

“过冷水”(“未饱和水”)区域；“湿蒸汽”区域；“过热蒸汽”区域。依次提高压力进行试验，可以得出：①饱和水各点a´、b´、…连线Mc向右倾斜，Mc为饱和水线x=0；②干蒸汽点a"、b"…连线Nc向左倾斜，Nc为干蒸汽线x=1；③临界点：由图可见，随着压力的提高v"-v´(s"-s´)逐渐减小，亦即饱和水状态曲线与干饱和蒸汽状态曲线逐渐靠拢。当压力提高到某一(临界)压力时，Mc与Nc两曲线汇于一点—c点，此点称为“临界点”。在此特殊状态点上，饱和水与饱和蒸汽之间的明显差别已不复存在。2/2/202323(5)水蒸汽的焓熵图(h-s图)工程中常求：定压加热过程,绝热流动过程及绝热压缩、膨胀过程的功或热，其中用得最多的是焓。对绝热过程要求等熵变化、表上查值很繁.图中有定容线(v=定值)、湿区有定干度线(x=定值)、定压线和定温线(在湿区重合、过热区分开)。

即：定压线上的斜率等于当地的温度，所以，湿区定压线为直线，过热区向右扩散。

还可看出：离x=1线愈远，定温线愈近水平，说明过热度越大，焓越趋于温度的单值函数——接近理想气体。

2/2/2023240.3动力装置的基本循环热能可以转化成机械能，但任何一个过程都不可能连续不断地作功，因为工质的状态最终将变化到不适宜作功的程度。如等温度膨胀、绝热膨胀、工质的p将降到不能作功的程度(p=pa)，又如等压膨胀作功时(需不断加热)，温度又将升高到材料不能容许的程度。因此，为使连续作功成为可能，须在工质膨胀作功之后，经历某种压缩过程使它回复到原来的状态，以便重复进行膨胀作功过程。使工质经过一系列的状态变化，重新回复到原来状态的全部过程叫做一个循环。2/2/2023250.3.1卡诺循环由两个定温过程和两个绝热过程组成。循环热效率为ηt=(q1-q2)/q1

由T-s图知：q1=T1(s2-s1)及q2=T2(s3-s4)。而s2-s1=s3-s4,所以

重要结论：

①卡诺循环为热力学第二定律的确立奠定了基础：因为T1→∞和T2→0都是不可能的，故卡诺循环的热效率只能小于1。这就是说在循环发动机中不可能将全部热能转变成机械能。

②为如何提高循环热效率指出了方向：卡诺循环的热效率决定于高温热源和低温热源的温度。提高T1和降低T2皆可提高其热效率。2/2/202326③为实际热力循环的改善确立了努力的目标制冷系数：热泵系数：可以证明：在给定的温度界限内，所有动力循环中以卡诺循环的热效率为最高。

④为任意可逆循环的分析提供了简便的方法提出了广义(等价)卡诺循环的概念：对任意的可逆循环，可以用平均吸热温度和平均放热温度代替卡诺循环的吸热温度和平均放热温度。其热效率为、

分别为平均吸热温度和平均放热温度平均放热(吸热)温度的求法：用过程吸(放)热量除以熵增量。2/2/2023270.3.2朗肯循环卡诺循环与实际循环

尽管卡诺循环在热力学理论方面具有重大意义，但迄今为止，工程仍不能造出完全按卡诺循环工作的热机。这是因为：

①以理想气体为工质的循环难以实现定温加热和定温放热，过热蒸汽实现定温过程也是困难的；②对于采用饱和水蒸汽为工质的循环，虽说水的汽化和凝结过程在压力不变时可以实现等温吸热和放热，原理上是可以实现卡诺循环的，如下图中的1-2-3´-4´-1。但该循环吸热温度低使循环效率低，常规电站并不采用。

③即使是多采用饱和蒸汽的核电站仍不能采用卡诺循环。原因之一是在绝热膨胀终点蒸汽湿度太大，汽轮机无法安全运行。二是在凝结放热终了时，湿蒸汽比容很大，压缩湿蒸汽会给泵的设计和制造带来难以克服的困难。

2/2/202328朗肯循环朗肯循环所需设备及过程

朗肯循环所需设备：蒸汽发生器(锅炉)、汽轮机、凝汽器及给水泵。

1-2

蒸汽在汽轮机中绝热膨胀：wt=h1-h22-3

乏汽在冷凝器中定压放热过程:q2=h2-h3,h3为乏汽压力p2所对应的饱和水焓

3-4

凝结水在给水泵中的绝热压缩过程：wp=h4-h3≈v3(p4-p3)[因内能近似不变]4-4'-1过冷水在蒸汽发生器(锅炉)中的加热汽化(及过热)过程：q1=h1-h4

现代蒸汽轮机发电厂所采用的各种较复杂的热力系统都是在朗肯循环的基础上予以改进而得出的。饱和蒸汽朗肯循环(图中的1-2-3-4-4'-1)与卡诺循环(图中的1-2-3'-4'-1)的主要不同在于，将排汽全部凝结成水。显然，水的升压要比汽水混合物容易的多。2/2/2023290.3.3提高蒸汽动力循环热效率途径

提高蒸汽动力循环热经济性的关键是减少冷源热损失。其主要途径有：①提高蒸汽初参数；②降低蒸汽终参数；③蒸汽中间再过热(简称再热);④给水回热加热(简称回热)

⑴提高蒸汽初参数

提高p0/t0可以增加单位工质的作功能力，但汽轮机绝对内效率ηi=ηtηri却不一定能提高。提高t0ηt=1-

。当p0和pc一定时，↑t0可以↑

，因而可↑ηt；t0的↑可使v0和xc均增大，↓高压段δhl，δhδ;↓低压段δhx，使ηri↑。t0的提高受到冶金技术所能提供的耐高温钢材性能及价格的限制前苏联有机组的初温高达665℃，世界上一度也曾采用较高温度，但因需要奥氏钢体，现普遍将初温降低至540℃左右。2/2/202330提高p0纯凝汽，当t0和pc一定时，p0提高，ηt先↑后↓；工程t0范围p0↑ηt↑p0的提高可使v0和xc均减小，↑高压段δhl,δhδ;↑低压段δhx,使ηri↓，影响比初温大。且xc的减小(冲蚀严重)还会威胁汽轮机的安全。另外,↑p0将对材料的要求提高,或要增加管壁及缸壁的厚度.单纯提高p0是不利的，应与↑t0相配合。提高p0使ηt↑但却使ηri↓，只有在提高p0使ηt↑＞ηri↓时才有利。工程上采用高参数配大容量并配以再热的办法来抑制其不利影响。

2/2/202331⑵降低蒸汽终参数

ηt=1-

。↓pc可以↓

，使冷源损失减小，因而可提高ηt;

ηt与tc之间的关系接近是线性的。对高压凝汽式汽轮机，排汽温度tc每降低10℃，ηt将增加约3.5%

↓pc使蒸汽的理想焓降(即理想比内功)也随之增加；↓pc使ηri↓。因为，若末级排汽面积一定，越低则排汽比容越大，故排汽余速损失越大；降低tc受环境温度(冷却水温)、冷却水温升以及传热端差的限制。总体来说，降低蒸汽终参数可以使汽轮机绝对内效率和蒸汽的理想比内功提高。

2/2/202332⑶蒸汽中间再热

常规电站再热循环采用再热的原始目的是在提高蒸汽初压时减小排汽湿度(1-xc)，以保证汽轮机安全运行。但再热参数选择合适时，采用再热还可提高机组的热经济性。一次再热最佳再热压力(18%~20%)p0。采用烟气再热时，一次再热实际可提高热经济性5%~6%。对于超超临界压力机组，经过技术经济比较后可以采用两次再热，两次再热较一次再热又可提高热经济性2%左右。2/2/202333PWR再热循环压水堆核电厂采用再热的主要目的是提高低压缸的排汽干度，使排汽湿度在汽轮机安全运行所允许的范围内。

若不采取任何措施，排汽湿度将达30%左右；设置汽水分离器和去湿装置后，排汽湿度仍可达20%左右(膨胀线A)；若再采用再热，蒸汽被加热至过热，排汽湿度约为11%左右(膨胀线B)。去湿再热器可只采用新蒸汽再热，也可采用高压缸抽汽和新蒸汽两段再热的方法。从热力学的角度看，不论采用一段再热还是两段再热，都只会使热效率降低。然而由于低压缸进汽的过热使湿汽损失大大减小，去湿再热的总效果是机组热效率得以提高。再热压力以高低压缸排汽湿度基本相等选取：(12%~15%)p0。一般讲，只用新蒸汽再热可使经济性提高1.5%~2%，采用两段再热可提高经济性1.8%~2.5%。2/2/202334无再热高参数机组原则性热力系统2/2/2023350.4核能发电技术简介0.4.1核电厂的电能生产过程——以压水堆核电站为例2/2/202336能量转换过程①核燃料在反应堆中发生受控裂变，核能以裂变碎片的动能等形式释放出来，并最终转化为热能，传给包壳外流动的载热剂；②载热剂将热能带出堆芯，至蒸汽发生器内传递给二次侧工质水,使其成为高压饱和蒸汽；③饱和蒸汽在汽轮机中逐级膨胀作功(或部分作为汽水分离再热的热源)，将热能转变为动能，并转换成机械能；④发电机将汽轮机传送来的机械能转化为电能。2/2/2023370.4.2压水堆核电站系统组成2/2/2023380.4.3压水堆核电站的常规岛系统常规岛可分为汽轮机回路、循环冷却水系统和电气系统三部分。汽轮机回路也可称为二回路，它是由汽轮机、汽水分离再热器、凝汽器、凝结水泵、主给水泵、回热加热器和除氧器等与蒸汽发生器二次侧组成的封闭的汽水循环回路。这个循环回路的流程原理与火力发电厂的流程原理基本相同，只是由核岛部分的蒸汽发生器代替了火力发电厂的蒸汽锅炉。同火力发电厂使用的过热蒸汽相比，蒸汽发生器出口的蒸汽为饱和蒸汽，热力参数低，作功能力差，因此核电汽轮机的体积比火电汽轮机的体积大，在本体疏水和蒸汽除湿等方面都要采取相应的必要措施，以防止湿蒸汽的冲蚀。由于高缸排汽含水分较多，在高低压缸间设有汽水分离再热器。为提高汽轮发电机组的综合热效率，大亚湾核电站采用了两台并列的容量各为50%的汽动给水泵为蒸汽发生器提供给水，另有一台容量为50%的电动给水泵备用。核电厂二回路系统构成封闭的热力循环，作为蒸汽和动力转换系统。在核电厂正常运行期间，二回路系统工作的可靠性直接影响到核电厂技术经济指标。从安全角度讲，二回路将反应堆衰变热带走，为了保证反应堆的安全，二回路设置了一系列系统和设施，保障一回路热量排出，如主蒸汽旁路系统、蒸汽发生器辅助给水系统、蒸汽排放系统、主蒸汽管道上的卸压阀及安全阀等就是为此设置的。二回路系统可以控制来自一回路泄漏的放射性水平、能提供有效的探测放射性漏入系统的手段和隔离泄漏的方法。2/2/2023390.5汽轮机基本工作原理及分类1.状态及过程方程式0.5.1基本方程式——热力学及流体力学的一些基本公式理想气体的状态方程理想气体的定压比热式中k—等熵指数。对于过热蒸汽k=1.3；对干饱和蒸汽k=1.135;对湿蒸汽k=1.035+0.1x，x表示膨胀过程初态蒸汽干度

R—气体常数。R=R/=8410/[J/(kg∙K)]

R为通用气体常数=8410J/(kmol∙K)，为气体分子量。对水蒸汽=18.016，R=461.26[J/(kg∙K)]。理想气体的焓等熵膨胀过程方程2/2/2023402.连续性方程

即质量平衡方程:连续性方程的微分形式:表明了稳定流动中通流截面与汽流速度及蒸汽比容之间的变化关系——蒸汽流动变化与作用于流体上的力的关系式⇒对等熵流动，R=0，则式中负号说明在无损失的流动过程中，压力和速度的变化方向相反3.运动方程式

微元段上的力:压力p及阻力dR，重力垂直流动方向，在运动方向上的分量为零或2/2/2023414.能量方程式对于稳定流动，进入系统的能量必然等于离开系统的能量。若忽略汽流进出系统的势能变化，则系统的能量方程可写为：研究气体的流动经常用到临界概念，因此必须首先给出音速表达式。音速实际上就是压力波的传播速度。根据小压力扰动理论，音速a可以表示为：将等熵过程微分方程式

M=1时的气流状态称为临界状态，此时气流速度c称为临界速度ccr，参数都称为临界参数，如pcr，vcr等。5.音速与马赫数

代入上式得

音速标志了工质可压缩性的大小，是流体的一个状态参数

对理想气体，k=cp/cv只是温度的函数，故音速也只是温度的函数流体的速度c与当地音速a的比值叫作马赫数M。即2/2/2023420.5.2促使流动变化的条件1.力学条件(速度变化与压力变化之关系)

由运动方程式有，故由运动方程式知：在气体流动中，如果流速是增加的，则压力必然降低，如果压力升高，则流速必然降低。

2.几何条件(截面变化与流速之间的关系)代入连续性方程有可见，c↑时A应扩大还是缩小取决于M⋛1?①当M<1(亚音速)，即c<a时，dA与dc符号相反。膨胀(c↑):面积应渐缩.②当M>1(超音速)，即c>a时，dA与dc符号相同。膨胀(c↑):面积应渐扩.③若要使汽流从亚音速变为超音速，喷管的形状应先渐缩—再渐扩[称为缩放喷嘴或拉伐尔(Delaval)喷嘴]。当M=1，即c=a时，称为临界。dA=0，最小截面。由等熵过程分方程式有因此，速度的变化需两个条件：①压差—力学条件；②通道形状变化—几何条件2/2/2023430.5.3汽轮机基本工作原理及级的概念

汽轮机是利用蒸汽的热能来作功的旋转机械，因此它的工作原理是基于热能转换为机械能的理论。级——喷嘴和与其配合的动叶栅所构成的汽轮机基本作功单元。

单级汽轮机与多级汽轮机2/2/202344汽轮发电机组设备布置立面图2/2/202345汽轮机高压缸2/2/202346HY常规岛热力系统图总图2/2/202347第1章二回路汽水循环1.1主蒸汽系统MSS1.2汽水分离再热器系统SRS1.3凝结水系统CDS1.4主给水系统MFWS1.5凝结水精处理系统CPS2/2/2023481.1主蒸汽系统（MSS）系统功能系统描述主要设备2/2/2023491）安全相关功能无。2）其他非安全相关功能主蒸汽系统将主蒸汽输送至汽轮机高压缸，在旁排运行时将主蒸汽排至凝汽器，向低压加热器、高压加热器、除氧器提供抽汽。该系统执行以下非安全功能：（1）输送主蒸汽主蒸汽系统向汽轮机系统(MTS)、辅助蒸汽系统(ASS)、汽机轴封系统(GSS)提供蒸汽，向汽水分离再热器(MSR)提供再热蒸汽。（2）汽轮机旁排

在汽轮机不可用时，通过旁排阀将蒸汽排放至凝汽器。（3）输送汽轮机抽汽（一般来说，MSS通常不包括抽汽系统）正常运行期间，从汽轮机的不同级中抽出部分蒸汽，用以加热凝结水和给水，达到回热的目的。（4）汽轮机保护（防进水、防超速）主蒸汽系统必须避免3号、4号低压加热器和6号、7号高压加热器、除氧器的水倒流入汽轮机，引起水击；需防止3号、4号低压加热器和6号、7号高压加热器、除氧器中的饱和蒸汽在瞬态工况条件进入汽机，减少瞬态工况时传递至汽轮机的能量，从而防止汽轮机超速。1.1.1系统功能2/2/2023501.1.2系统描述

主蒸汽系统主要由管道、阀门和相关仪表组成。主蒸汽系统管道和部件主要布置于汽机房内，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。主蒸汽系统与蒸汽发生器系统(核岛)的分界在核岛的辅助厂房外墙处；旁排与凝汽器设计分界在凝汽器入口处；抽汽系统设计分界自各级抽汽逆止阀至对应各级加热器、除氧器入口处；主蒸汽系统至MSR二级加热器、轴封系统设计分界至各设备接口。2/2/2023511.1.2高压蒸汽系统2/2/2023521.1.2再热蒸汽系统2/2/202353主蒸汽输送在电力生产过程中，主蒸汽系统将来自蒸汽发生器的蒸汽送至主汽轮机系统(MTS)。当主汽轮机系统不可用时，通过旁排系统直接排至凝汽器。

两条DNl050主蒸汽管道与相对应蒸汽发生器系统主蒸汽管道相连接，将主蒸汽输送至靠近高压缸的主蒸汽母管。从该母管通过四根独立的蒸汽管道、四组主汽阀联合组件向高压缸供汽。主汽阀联合组件是主汽轮机系统的组成部分。从主蒸汽母管接出两路支管向MSR二级再热器管束供再热蒸汽。当主蒸汽隔离信号触发，隔离MSR再热管束的加蒸汽时，汽动隔离阀（V1001A&B）关闭。调节阀（V1004A&B）用来调节再热蒸汽供应管线中蒸汽的流量。正常运行时，蒸汽通过电动隔离阀（V1002A&B）流入MSR的二级再热器。2/2/202354向辅助蒸汽系统供汽从主蒸汽管道接一路支管至辅助蒸汽系统(ASS)，为辅助蒸汽系统提供蒸汽。在下列情况下，辅助蒸汽系统采用主蒸汽来汽作为供汽汽源：机组启动过程中，主蒸汽参数达到要求后可以作为辅助锅炉辅汽汽源的补充。汽机跳闸后采用主蒸汽供汽维持除氧器压力。由于高压缸排汽（？）参数与辅助蒸汽系统参数接近，因此从该级抽汽管道接出一路支管作为辅助蒸汽母管暖管汽源。保持辅助蒸汽系统母管在适当的温度，可以减小汽轮机跳闸后辅助蒸汽汽源自动切换到主蒸汽送汽时带来的热冲击。辅助蒸汽系统向除氧器供汽，在启动过程中为除氧器预热凝结水。在汽机跳闸后，主蒸汽通过辅助蒸汽的这条管道向除氧器提供加热蒸汽。2/2/202355向汽机轴封供汽主蒸汽母管接一路支管为汽轮机轴封系统(GSS)供汽。辅助蒸汽系统在机组启动过程中向汽轮机轴封提供蒸汽．机组启动后，随着负荷上升轴封汽源从辅助蒸汽切换至主蒸汽供汽。

主蒸汽至轴封供汽支管设置电动阀(V1008)，在轴封不采用主蒸汽作为汽源时将主蒸汽与轴封系统隔离。2/2/202356输送汽轮机抽汽抽汽管道的范围从汽轮机抽汽口至各级高、低压加热器及除氧器壳体入口。本机组采用七级回热加热器系统，2高+4低+1除氧器。各级加热器由汽机的抽汽进行加热。7号高加(FWS-ME-07A&B)和6号高加(FWS-ME-06A&B)的加热蒸汽来自高压缸，分别为2段和3段抽汽(1段抽汽供MSR一级再热用汽)。来自冷再热管道的4段抽汽向除氧器(CDS-ME-05)提供蒸汽。

第5~8段抽汽来自低压缸，并分别向4号(CDS-ME-04A&B)、3号(CDS-ME-03A&B)、2号(CDS-ME-02A&B&C)和1号低压加热器(CDS-ME-01A&B&C)提供蒸汽。1号和2号低加位于凝汽器喉部。1号低压加热器有4条抽汽管线，2号低压加热器有2条抽汽管线。供热水加热系统(VYS)蒸汽支管自去除氧器的4段抽汽管接出。在热水加热系统不运行时或辅助蒸汽用作热水加热系统的汽源时，通过管道上的电动阀(V3171)将抽汽与VYS隔离，同时气动逆止阀(V3172)联锁关闭，防止VYS蒸汽倒流进入抽汽管道，汽轮机跳闸时(V3171)联锁关闭。2/2/202357汽轮机旁排系统1）旁排系统的功能汽轮机旁排系统能够将蒸汽发生器来的蒸汽排放至凝汽器，将系统能量通过冷却水排至大气，从而最大程度地减少机组启动、热停机、机组冷却阶段及负荷发生阶跃变化时对反应堆冷却剂系统的影响。系统设置六只汽轮机旁排阀，当机组处于额定负荷时所对应的主蒸汽压力下，可将40%额定主蒸汽流量直接排放至凝汽器。在机组负荷迅速大幅度降低时，旁排系统将多余蒸汽排放至凝汽器，不会引起汽机跳闸。在反应堆从100%功率跳堆、机组甩100%负荷或汽轮机从100%功率跳闸而反应堆未跳堆时，旁排系统及反应堆控制系统协调工作防止蒸汽发生器和主蒸汽系统超压，从而降低了主蒸汽安全阀、动力泄压阀和稳压器安全阀动作的可能性。汽机旁排系统还可用于机组启动过程中蒸汽发生器的升负荷。该系统也可以用于机组停运，从而降低了对于实现相关功能的安全系统的依赖。2/2/2023582）不同负荷变化时的功率控制方式

当机组阶跃负荷变化不大于10%或机组负荷变化率不大于每分钟5%时，旁排系统不动作。机组总的负荷变化由NSSS(反应堆的核蒸汽供应系统)的反应堆功率控制系统、稳压器液位和压力控制系统、蒸汽发生器液位控制系统来控制。对于大于10%但小于50%的机组甩负荷或汽轮机从50%负荷以下停机时，汽轮机旁排系统协同NSSS控制系统动作来满足机组负荷变化的要求。

对于大于50%的甩负荷，快速降负荷系统、汽轮机旁排系统和NSSS控制系统共同动作以满足机组功率变化的要求。快速降负荷系统可迅速降低反应堆功率至汽机旁排系统和凝汽器能够接受的水平。

旁排阀由蒸汽排放控制系统的信号进行控制，可在平均温度模式下或蒸汽母管压力模式下工作。2/2/2023593）旁排系统配置及动作方式系统配备有六只旁排阀(V1018A、V1019A、V1018B、V1019B、V1018C、V1019C)，每两只阀出口管道汇成一个母管排入对应的凝汽器壳侧。从运行的角度将阀门分为两组。“阀组A”在0%至100%蒸汽排放量范围内运行，而“阀组B”仅在50%至100%蒸汽排放量范围内运行。位于凝汽器中的扩散器保证了旁排阀出口有一定背压，以限制旁排阀两端的压差。这一功能有助于改善阀门的工作条件，提高阀门性能，且与真空背压相比，阀后管道可选择较小管径。旁排阀在执行机构失去动力源情况下处于关闭位置，这样可以防止一回路的过度冷却。此外，在其中一只旁排阀故障打开时，在额定负荷主蒸汽压力下通过阀门的最大流量不至于引起反应堆瞬态工况的发生。阀门定位器在接收到控制系统的信号后作出响应，调节旁排阀阀位以满足机组小负荷变化时的系统需求。对于大的负荷变化，当控制系统要求阀门迅速打开或关闭时，旁排阀调节功能被屏蔽，旁排阀可以迅速打开或关闭。在反应堆冷却剂系统低Tavg(平均温度)时，汽轮机旁排阀被闭锁不允许打开，以避免反应堆冷却剂系统被过度冷却。在机组冷却期间，其中一只旁排阀可以屏蔽上述功能，手动开启该阀用于机组的冷却运行。在凝汽器因背压高或循环水量不足而不可用时，汽机旁排阀被闭锁不允许开启，在有主蒸汽系统隔离信号的情况下汽机旁排阀也会被闭锁不允许开启。2/2/2023604）旁排系统对安全相关系统的影响因旁排系统内管道破口或其它系统故障所致的汽轮机旁排系统失效对安全相关系统没有负面影响。当汽轮机旁排系统故障导致主蒸汽系统压力明显降低时，系统将触发蒸汽隔离信号，该信号使MSIV(主蒸汽隔离阀)关闭，从而限制反应堆瞬态在可接受的范围内。当汽轮机旁排系统故障引起主蒸汽系统超压时，致使蒸汽发生器系统中的动力泄压阀、主蒸汽安全阀动作打开，缓解系统超压。该汽机旁排阀入口管道设置手动隔离阀(V1017A、V1017B、V1017C)。因不会对旁排阀进行在线检修，旁排阀出口不设置隔离阀。旁排阀上游隔离阀关闭后，旁排阀可以从主蒸汽压力中隔离出来。在隔离主蒸汽压力的情况下，在机组运行期间可对旁排阀执行机构进行维护，此时旁排阀的开关不会导致电站瞬态的发生。但是，在机组功率运行期间，一只或一只以上汽轮机旁排阀隔离时，机组的负荷变化可能会导致蒸汽发生器系统动力泄压阀和主蒸汽安全阀动作。2/2/202361疏水系统1）主蒸汽管道自动疏水为了最大程度地减少汽轮机进水的可能性，在主蒸汽管道可能聚集疏水的低位点设置疏水点，机组正常运行时疏水由常规岛排汽、疏水经卸压系统(TDS)母管排至凝汽器。主汽至MSR的供汽管道调节阀前和隔离阀之间设置自动疏水系统。电动隔离阀前水平管道布置坡度坡向主蒸汽母管，因此管道布置不存在低点，不用设置疏水点。疏水系统是由疏水器，气动疏水阀及用于停机检修时的放水阀组成的。气动疏水阀的开关通过疏水集管上的水位控制装置来完成自动控制。为保护汽轮机，气动疏水阀还会在汽机跳闸时联锁打开。在正常运行时，疏水集管中的疏水由疏水器连续导出，在负荷瞬变时疏水量的增加可能超出疏水器通流能力，此时通过疏水集管上的水位控制联锁打开气动疏水阀，排放多余的疏水。所有气动疏水阀可由运行人员远程控制。疏水装置在高水位时报警并将各自动阀的阀位信息提供给运行人员。正常运行过程中的疏水主要由管道中蒸汽冷凝或蒸汽的湿度产生。影响系统中形成疏水和各疏水集管中的疏水量的因素包括以下几项：①保温效率；②系统压力降，随着机组的老化而增加；③汽轮机中的机械和热力性能降低，随着设备的老化而增加；④管道的几何形状，诸如弯管的数量和位置；⑤蒸汽流速。及时排出管道内疏水是汽机防进水保护的必要手段，疏水系统携带的热量会不可避免地排往凝汽器。连续疏水系统的设置能在热能损失最小的情况下导出蒸汽管线的疏水。在反应堆跳闸后，机组运行人员根据需要关闭部分气动疏水阀门限制一回路的冷却。疏水器的选择保证正常满负荷运行过程中产生的疏水能顺利排出，疏水器进出口设置隔离阀。2/2/2023622）汽机旁排控制阀前连续疏水汽机旁排控制阀入口低位点设置疏水管路。用于管道的连续疏水，防止汽机旁排控制阀上游积水。这种布置减少了控制阀突然开启后对凝汽器内部件的汽水冲击。2/2/2023633）抽汽管线自动疏水为了最大程度地降低汽轮机进水的可能性，在所有抽汽管道低点和可能聚集疏水和冷凝蒸汽的位置设置自动疏水系统。疏水通过TDS排至凝汽器。除2号和1号低加以外的各抽汽管线均在汽轮机和抽汽逆止阀之间设置疏水点及自动疏水装置。各疏水装置由用于连续疏水的疏水器和用于自动疏水的气动疏水阀并联组成。

气动疏水阀的开启和关闭由疏水集管上的水位控制装置来控制完成。气动疏水阀在汽机跳闸、加热器高三水位(3号低加为疏水箱高高水位)或抽汽电动隔离阀关闭时打开。在机组正常运行期间疏水集管中的水由疏水器连续排出。

在机组负荷阶跃变化过程中疏水集管中的水量可能超出疏水器的通流能力，此时通过疏水集管的水位控制气动疏水阀打开来排放多余的疏水。该气动疏水阀可由机组运行人员远程控制。疏水集管在高水位时自动报警并向机组运行人员提供气动疏水阀阀位信息。疏水器容量选择要保证正常满负荷运行时预期的疏水流量。气动疏水阀在开启位置时，蒸汽和水的连续排放可确保在汽轮机负荷骤降时汽机免于进水。气动疏水阀可设置手轮，可手动关闭该阀。但是，在机组带负荷运行期间不得手动关闭这些阀门，以免造成汽轮机自动保护功能的丧失。

2号和1号低加的抽汽管道在凝汽器喉部，所以这些管线未设置自动疏水系统，管道的布置保证不形成低点。2/2/2023641.1.3主要设备1）管道主蒸汽管道设计考虑侵蚀／腐蚀损坏因素，管道材料选用抗侵蚀／腐蚀的材料。影响侵蚀／腐蚀发生的因素有管道材料、介质流速、介质化学特性和管道布置等。主蒸汽系统管道采用无缝钢管，规范及型号：P=8.17MPa(g)，T=316℃，Φ1067×54。主汽管道材料采用A106Gr.B；旁路管道材料采用A106Gr.B；抽汽管道采用SA335P22低合金钢。2/2/2023652）主蒸汽管线阀门汽机旁排阀(V1018A&B&C，V1019A&B&C)

旁排阀皆为气动阀，满功率蒸汽流量下在阀门入口处压力下单阀设计流量为1E+06lbs/hr(453592.37kg/hr)。在阀门入口处压力为1200psia(8.27MPa)下，单阀最大许可流量不低于1.87E+06lbs/hr(848217.7319kg/hr)。阀门全关到全开时间为3秒，全开到全关时间为5秒。MSR二级再热蒸汽隔离阀(V1001A&B)

该阀门为气动阀，失效关闭。当主蒸汽隔离信号出现时，该阀门能在5秒内关闭以执行蒸汽发生器隔离功能。MSS至辅助蒸汽隔离阀(V1005)

该阀为气动闸阀，当接收到主蒸汽隔离信号时，该阀能在10秒内迅速关闭，以满足蒸汽发生器隔离功能。2/2/2023663）抽汽管线阀门抽汽管线上的阀门设置除2号和1号低加以外的各抽汽管线上均设置有动力逆止阀及电动隔离阀。2号和1号低加抽汽管线上未设置逆止阀或隔离阀，而是通过隔离加热器管侧凝结水的方法为汽轮机提供防进水保护。逆止阀和电动隔离阀的作用逆止阀的作用是在突然降负荷时防止蒸汽逆流，减小汽轮机超速的可能性。电动隔离阀的作用是在加热器高水位时防止水进入汽轮机。抽汽管线上的动力逆止阀在收到动作信号时，阀芯由弹簧压紧使阀门处于关闭位置。加热器高高高液位至其壳顶满水的时间决定该阀门关闭所需要的时间。抽汽管线上逆止阀和隔离阀的布置原则逆止阀的位置尽量靠近抽汽口，以减少中间容积，防止汽轮机甩负荷时蒸汽或水倒流入汽轮机；隔离阀位置靠近加热器端，防止加热器传热管破裂或疏水受堵造成壳侧满水时倒流入抽汽管道。2/2/202367主蒸汽系统参数名称参数主蒸汽额定流量6799t/h主蒸汽压力／温度5.38MPa/268.6℃汽机旁路额定流量2719.6t/hMSR壳侧额定流量(冷再热)4510.7t/hMSR再热器管侧额定流量324.5t/h(一级)/182.7t/h(二级)至汽机轴封主蒸汽流量13.4t/h至7号加热器的抽汽量管道设计压力／温度390.96t/h3.134MPa/238℃至6号加热器的抽汽量管道设计压力／温度333.33t/h1.847MPa/211℃至5号除氧器的抽汽量管道设计压力／温度420.859t/h1.062MPa2/2/202368主蒸汽系统参数(续)至4号加热器的抽汽量管道设计压力／温度223.039t/h0.318MPa/171.8℃至3号加热器的抽汽量管道设计压力／温度221.790t/h0.1MP/120℃至2号加热器的抽汽量管道设计压力／温度164.518t/h-101.3kPa/90℃至1号加热器的抽汽量管道设计压力／温度317.653t/h-101.3kPa/80℃冷再热管道设计压力／温度1.15MPa/190℃主蒸汽管道设计压力／温度8.17MPa/316℃汽机旁路管道(阀前)设计压力／温度8.17MPa/316℃汽机旁路管道(阀后)设计压力／温度4.0MPa/250.4℃2/2/2023691.2汽水分离再热器系统（SRS）系统功能系统描述主要设备系统运行2/2/2023701.2.1系统功能压水堆核电厂高压缸排汽湿度通常可达12%~14%，汽水分离再热器MSR将高压缸排汽中的水分去除并再热。目的在于提高低压缸排汽干度，提高机组的热经济性。本机组设置两级再热器，以增大经济性提高的程度。2/2/2023711.2.2系统描述

在这个加热系统中，高压缸排汽进入MSR，进行汽水分离和再热。二级加热蒸汽由主蒸汽来提供，一级加热蒸汽由高压缸抽汽来提供。经过汽水分离再热的低压过热蒸汽进入低压缸，疏水被排到各自的疏水箱中。

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。主蒸汽压力是随电厂负荷的增加而降低的，气动控制阀可根据MSR的运行方式调节进入二级加热管线的蒸汽的压力，来控制再热蒸汽的压力和温度，以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。2/2/2023721.2.3主要设备每台机组布置二套汽水分离再热器系统，每套包括：汽水分离再热器；2台一级再热器疏水箱；2台二级再热器疏水箱；1台MSR壳体疏水箱；1台MSR壳体疏水泵；相关仪表、管道和阀门。2/2/202373卧式汽水分离再热器的设计改进：早期卧式汽水分离再热器的问题：水平管内两相流动流型转变═＞改进的卧式再热器管束流程1-工作蒸汽进口；2-扫气管束；3-主管束；4-工作蒸汽出口；5-加热蒸汽进口；6-高压加热器；7-疏水；8-给水箱2/2/202374MSR外观简图2/2/2023751.2.4系统运行正常运行

冷启动时,在凝汽器真空建立和汽轮机复位后，二级MSR预暖阀在汽轮机复位后打开，少量蒸汽被引入MSR用来加热MSR和吹扫不凝结气体。

在大于35%负荷时，二级MSR加热蒸汽控制阀逐步打开，用来控制汽轮机低压缸入口蒸汽温度。在50%负荷时温度控制结束，控制阀全开。

温度控制结束后，控制阀的电动旁路阀打开,以减少加热蒸汽管线的摩擦损失，提高汽轮机低压缸入口蒸汽温度。2/2/202376电厂瞬态与事故当汽机跳闸后，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。系统异常工况MSR部分或全部退出运行的异常运行是可以接受的。在这些运行工况，两个加热蒸汽管线（发电机侧和调阀侧）都应隔离，一级再热器加热管线用手动阀SRS-PL-V3002A或SRS-PL-V3002B进行隔离，二级再热器加热管线用电动阀MSS-PL-1002A、MSS-PL-1006A或MSS-PL-1002B、MSS-PL-1006B进行隔离。2/2/202377

预警和限制

机组可以在下述限制条件下稳定运行：1）一级再热器退出运行

机组可以在额定工况下连续运行。2）二级再热器退出运行

在MSR维修工作时（如，再热器管泄漏维修时）若二级再热器退出运行，机组可以短期内工作在额定工况下（2周内）。为了避免低压缸入口温差的产生，两个MSR的二级再热器必须同时退出运行。在机组二级再热器退出运行超过2周时，机组功率应降至65%额定功率。二级再热器长期退出运行会导致汽轮机末级叶片严重冲蚀，原因是汽轮机低压缸进口温度下降导致汽轮机末级叶片处蒸汽湿度上升，故应限制运行时间。3）一级和二级再热器均退出运行

运行限制同2）中描述的二级再热器退出运行。2/2/202378系统参数2/2/2023791.3凝结水系统（CDS）系统功能系统描述系统参数主要设备2/2/2023801）安全相关功能无。2）其他非安全相关功能（1）蒸汽的冷凝及收集CDS冷凝低压缸排汽和旁排阀排汽，并将凝结水收集在凝汽器热阱中。CDS还收集来自于二次侧的排水、排汽和疏水。（2）汽轮机凝结水装量CDS保持二次侧凝结水循环和给水装量，并调节失水和电厂瞬态引起的水装量变化。（3）凝结水水质CDS通过除氧、凝结水精处理系统（CPS）和常规岛化学供给系统（CFS）的作用，净化凝结水并保持凝结水水质。（4）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。（5）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。1.3.1系统功能2/2/202381凝结水系统流程简图12/2/202382凝结水系统流程简图22/2/202383凝结水系统流程简图32/2/2023841.3.2系统描述CDS主要包括1台三壳体的凝汽器,3台50%容量的凝结水泵,4级低压加热器,1台除氧器，调节阀和相关的系统仪表。CDS的管道和设备都位于汽轮机厂房。蒸汽的冷凝及收集三壳体的凝汽器位于三台低压缸的排汽口下方。每台凝汽器壳体包含两条并列单流程循环冷却水（CWS）管路。凝汽器的功能是作为热交换器，用于冷凝汽机排汽，汽机旁排蒸汽，低压缸抽汽，以及饱和疏水的闪蒸蒸汽。凝汽器收集蒸汽凝结水和各处来的疏水。正常功率运行期间，来自1号低加（ME101A/B/C）的逐级疏水直接排入凝汽器；此外，来自于任何给水加热器和MSR疏水罐的高位疏水根据需要也可以排入凝汽器。其它各种疏水也由凝汽器收集，包括来自TDS的蒸汽管线疏水。CDS的加热器也有冷凝抽汽和闪蒸疏水的功能。低压加热器中冷凝的蒸汽和疏水由加热器疏水系统（HDS）控制。凝结水收集在壳侧的凝汽器热阱中，通过连接热阱的管道使热阱内的水位和压力相等。当在满负荷设计工况和循环水入口温度为16℃时，凝汽器有足够的冷凝面积，保持在3.89kPa（a）的平均背压下。凝汽器的性能在不超过汽轮机背压极限的情况下，当一个循环水泵跳闸时，保证机组满功率运行。功率运行期间，如果凝汽器管束发生泄漏，可能需要部分隔离循环水。凝汽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，根据常规岛化学药剂供给系统（CFS）的规定，对循环水进行化学处理。并设置了凝汽器传热管清洁系统（CES），包括胶球清洗和二次滤网。2/2/202385凝结水装量

CDS与DWS(除盐水输送和贮存系统)的凝结水箱(CST)相连，以保持二回路的水装量。凝结水、给水、加热器疏水的温度变化会引起水容积的膨胀和收缩，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控制，这些阀门连接到流入/流出凝结水箱的一根单独管道上。阀门由凝汽器热阱水位自动控制。

进入凝汽器除氧段的凝结水正常补水量是68t/h(补水率1%)，这与电厂负荷每分钟1%的递减相适应。正常补水流量满足蒸汽发生器排污流量的需求。在凝汽器真空正常时，最大补水流量可达340t/h，这与电厂负荷每分钟5%的递减相适应。最大补水流量满足蒸汽发生器系统(SGS)大气释放阀排放需求，并且在异常工况下，例如停堆时，可以限制热阱水位下降。

除氧器的容积满足正常工况下约4分钟的满负荷给水流量，同时还需留有多余容积以便在水位升高时，区分各控制功能的设定点。2/2/202386凝结水水质凝结水在凝汽器和除氧器中进行除气。在正常功率运行期间，除氧器供向FWS系统的给水的溶解氧含量不能超过5ppb。凝结水精处理单元位于凝结水泵出口母管的下游，凝结水进入凝结水精处理系统(CPS)的前置阳床+混床精处理单元进行处理。CPS的容量能满足100%的凝结水负荷。在向蒸汽发生器供水之前，CDS系统和FWS系统提供了三条再循环管线用以加快系统净化和水质调整。热阱再循环管线从轴封加热器下游引出，通过流量调节阀(V1024)回到凝汽器壳侧。热阱再循环管线能为轴封加热器和凝结水泵的运行提供最小流量。2/2/202387凝结水输送凝结水系统设有三台容量各为50%凝结水泵。正常满功率运行期间，两台泵运行，第三台泵备用。各泵出口设有逆止阀(V1002A/B/C)和隔离阀(V1001A/B/C&V1003A/B/C)。每台泵都有排气管线连至凝汽器。当泵隔离维修时，排气管线入口隔离阀(V1104A/B/C)关闭。泵出口凝结水流至一根单独的供水总管。来自DWS(除盐水输送和贮存系统)的支管为每台泵的机械密封供应初始密封注入水。系统提供一条与凝结水调节阀并联的小旁路管线，使产生水锤和热冲击的可能性降到最小。此旁路也可在停机或泵意外关闭后，对系统的下游部分缓慢充水。如果除氧器的水位达到高-高水位整定值，1#低加的入口电动隔离阀(V1012A/B/C)自动关闭，切断主凝结水流量，与除氧器相连的疏水调节阀关闭。一旦高-高水位信号消除，疏水调节阀恢复正常运行，但是1#低加入口电动隔离阀必须在控制室手动复位。当除氧器水位达高3值时，除氧器抽汽电动隔离阀(MSSV1501)和相连的逆止阀(MSSV508)自动关闭以保护主汽轮机。相连的抽汽管线疏水阀自动打开。在某些异常工况下，例如高加危急疏水或MSR疏水箱排水到凝汽器时，CDS可将凝结水以超过正常满负荷流量的速率(125%)送至除氧器。当到除氧器的流量低或为零时，热阱再循环管线提供一个最小流量以保护凝结水泵。2/2/202388凝结水加热在FWS给水泵之前，CDS系统具有包括除氧器和低加在内的五级加热器，其中#1、#2低压加热器位于凝汽器的喉部，采用三列式布置。#3、#4低压加热器采用双列布置。各列低加都允许在出现故障时临时解列。#3、#4低加有旁路管，以便两列故障时同时解列。除氧器加热蒸汽来自高压缸排汽，所有低加的加热抽汽皆来自低压缸。

#3、#4低加疏水在疏水箱汇集后，闪蒸的蒸汽引入#3低加汽侧，疏水用疏水泵打入#3低加出口。#2低加疏水自流到#1，#1自流到凝汽器。每个低压加热器和除氧器持续将不凝性气体排往凝汽器。TDS也提供从壳侧安全阀到汽机厂房屋顶的直接排放管线。各加热器应能满足AP1000热平衡汽机VWO工况规定的热负荷和流量。在设计条件和不超过5%堵管的情况下，低加运行端差不大于2.2℃。凝结水应以全流量冷却轴封加热器。在启动和低负荷运行中，必须向轴封冷却器提供最少为860t/h的凝结水流量。在流向除氧器的流量较低或无流量时，应利用热井再循环管路，将凝结水再循环到凝汽器。主凝结水供给管道的一条支路向蒸发器排污系统(BDS)的排污热交换器供应冷却水，每台换热器要求凝结水流量最高达61.89m3/h。一个气动调节阀(V1021A&V1021B)用于调节进入除氧器的凝结水量，凝结水通过喷雾器排入除氧器的汽空间。调节阀位于热交换器下游，靠近除氧器，以便保持低加水侧的较高凝结水压力，将汽蚀的危害降到最低。2/2/2023891.3.3系统参数凝泵入口管道和部件(不含凝汽器)的设计压力为0.35MPa。从凝泵下游到除氧器的凝结水入口管嘴的设计压力为4.2MPa,此压力足够承受凝泵的关断压力。2/2/2023901.3.4主要设备1）低压加热器(ME101A/B/C，102A/B/C，103A/B&104A/B)2/2/2023911）低压加热器