操纵员取照考试汇运行培训下册

目录上第1章堆芯物 目录上第1章堆芯物 反应 温度效 氙效 钐效 燃 23 控制原 -1 控制 控制 稳压 4 RCV系统的功 RCV系统结构及流程简 RCV系统的运行与控 REA系统的功 REA系统结构及流程简 REA系统的运行与控 RRA系统的功 RRA系统的结构及流程简 RRA系统的运行与控 RCV在RRA丧失情况下自动向一回路补 PTR系统的功 PTR系统的结构及流程简 5 -2 6 G模 反应堆过冷闭锁信号C22的生 概 7 RPR系统的工作原 包壳保 -37.2.4△T保护 7.2.5△T保护整定值及逻辑 7.2.4△T保护 7.2.5△T保护整定值及逻辑 允许信 下 8 其 8.6.1GCT逻辑信号及控制模 -4GCT1，2，3，4组阀门的开启整定 GCT1，2，3，4组阀门的开启整定 保 9 硼酸 10.1发电机励磁和电压调 概 220kV辅助电源系统 电气保 主开关站—超高压配电装置（0GEW）保 第11章核安 11.1核安 -5 纵深防御与三重屏 纵深防御与三重屏 风险与运行工况的分 核安全设计原 安全分析简 国际核事件分 核安全文 12.1技术规范的作 偏离运行模式的条件情况下采取的措施（RCD模式除外 12.5多个不可用的累积与累 -6 13.4逼近临界的主要操 做I.C.R.曲线，提棒达临 做I.C.R.曲线，稀释达临 14.1反应堆的运行模式和运行标准工 概 附 控制 GCT流 G棒组的位 -7R棒组的位 R棒组的位 GCT流 概 失水事故 SG传热管破裂事故 主蒸汽管道破裂事故 模拟图元件标识代 基本系统及代 -88设备热效率（η8设备热效率（ηb）：对火电厂就是指电厂锅炉的效率，现代大容量电厂锅炉的效率ηb90～92%；对压水堆核电厂是指蒸汽发生器及一回路其他设备的散热损失，其热效率为98～99%。管道散热损失（ηP）：管道散热损失愈小表明管道的保温情况愈好。管道的保温效果好坏，习惯上都用所谓管道热效率ηP来表示。如果不考虑工质的泄漏损失，ηP可达98～99%左右。必须强调指出，这里的ηP事实上只是一个习惯上沿用已久的因子，严格ηoi（4）热阱损失：此项能量损失是由于乏汽在冷凝器中向冷却水放热而引起的，它由效率。汽机的绝对内效率ηi是指理论循环热效率ηt与汽机的相对内效 之乘积，其中效率ηg，现代大型交流发电机的效率可达98%～99%。η098～0225ηoi：汽机相对内效0.85ηoi：汽机相对内效0.85～0.87；ηm：汽机组机械效0.95～0.99；ηg：发电机效率，一般为0.98～0.99。型凝汽式发电厂的总热效率可接近40%，可见对大多数凝汽式发电厂来说，其总热效率还越困难。ηpl低的主要原因是理论热力循环效率ηt较低，因此如何提高ηt是提高电厂总效率的关键问题。那么怎样提高ηt呢?我们知道，热能与机械能的连续转换是通过热力循环来实现的。根据热力学第二定律在一定温度范围（T1，T2）内工作的一切循环，以卡诺循环的热效率为最高，且卡诺循环T效率具有最简单的表达式 。它只与热阱、热源的温度T、T有关。为了将各2 T1不同的可逆循环进行比较，引入过程平均温度的概念，如8.1热力abcda循环为一任意（多热源）可逆循环，循环abc为加热过程，cda为放热过程，加热过程abc，使其加热量和熵变量与原加热过程相等，则：Q1=abcT·ds=T1(S2-S1Q2=cdaT·ds=T2(S2-S1T1和T2就称为循环中加热过程和放热过程的平均温度。这样，任意（多热源）可逆226h=1-=1-T2(S2-S1)=1-tQh=1-=1-T2(S2-S1)=1-tQT(S-ST1 1ηt与由两个假想的等温过程（T1,T2）和两个等熵过程组成的卡诺循环ABDCA的热效率相等。简便，只需比较它们的吸热和放热过程平均温度T1、T2即可。要提高循环的热效率就必须设法提高吸热过程平均温度T1，降低放热过程平均温度T2ηt 排汽压力下降至1.044MPa，湿度为0.14，进入汽水分离再热器，去湿再热，压力降至 60%左右。22735.5℃140.5℃。三、四号低加的疏水由疏水泵送入到三、四低加之间的凝结水系统为35.5℃140.5℃。三、四号低加的疏水由疏水泵送入到三、四低加之间的凝结水系统为1.044MPa.a，温度181.77℃，它将使水中的含氧量低于5ppb。除去二回路水中的氧是为了8.2 23～33℃之间变化。机组设计为在这个温度变化区间可以保证达到设计额定8.3表示出在冷却水流量100%冷凝器的清洁程度为90%2288.3正常负荷下冷凝器真空的变化（参考曲线8.3正常负荷下冷凝器真空的变化（参考曲线 164个高压调节阀，4个高压截止阀，44 229外，SIEMENS汽机控制系统调节器还具有限制高压叶片压力、高排温度等保护汽轮机的调外，SIEMENS汽机控制系统调节器还具有限制高压叶片压力、高排温度等保护汽轮机的调••••8.4（GRE0200NV）2302.汽机进汽高压缸调节阀与高压缸截止阀组成高压汽柜，如图8.5所示，其特性如图8.6所示。调节阀操作装置示于图8.7。阀门操作装置由电液伺服阀、阀门定位器、先导阀、油动机和反馈连杆机构组成8.5高压汽柜结电液伺服阀由扭矩电动机、喷咀档板机构和液动伺服阀组成，如8.8所示。扭矩电动左摆。这个过程一直进行下去直到档板恢复到中间位置，阀芯两侧压力相等，错油门a、b定位活塞上移使先导活塞上移，错N下油口开启，动力油经节流孔板、错油N下油门。随着油动机活塞左移，反馈连杆机构使先导活塞向下移动，一直移动到使错油门N重信号减少的过程与上述相反，油动机活塞右腔的油由错油门N上油口排出231高压调高压调8.7高压调节阀操作装232汽阀迅速关8.8电液伺服阀结 微机调节器 转速控汽轮机转速调节系统主要包括实际转速测量和处理模NT、转速设定值模NS以及的回路见图8.9。2338.98.9NT际转速值（NT。该三选一功能块还会对三个通道进行监视，发现通道故障后会给出通道故（STNT1/2/3·OMGSPA和结束限值GSPE分别是：450r/min～1450r/min。模件再对实际转速信号进行微分处理，可以获取转速的变化率，即平常所说的升、降速率。一般要求过临界的转速不少于发现机组的升速率低于234TSE都发挥重要作用。因此机组在临界转速区域内发生TSE故障，发出WTS信号时，汽轮机也将退出启动。汽轮机退出启动时，会NSANFABR。此时转速设定值＝当前实际转速－60r/minOM上复置“转SWFQ信号，DEHANFABR复位，并允许DEH再次设高目标转速冲转。8.10NTTEC4设定值NSV。其中延时转速设定值是有效的转速设定值，它用于转速调节器NPR进行转速控制。NS和NSV都在OM上显示。NSM以及相应的控制逻辑回路构成。根据不同工况生成的目标转速设定值NS送至一个设定值调节器SPC。设定值调节器2358.118.11它送至转速/负荷调节器NPR模件、甩负荷判别LAW模件以及OM上显示。延时转速设定1）正常限速随动方式。在此方式下，SPC的输出值根据设好的速率逐渐增加或减少至输入值，SPC会监视输入/0。设定值变化的速率取决降速率UFBN通过大小选模块控制在200％以内。变速率最大不超过3r/min2。2）SPC快速跟踪方式。在该方式下，SPC不再对输入值进行限速，输入值直通成为输2368.18.1其中转速跟踪方式NSNF是保证汽轮机安全运行的重要手段，在机组启动过临界时发速－60NPRNSNF信号储存，直到汽轮机速设定值复位子环”后发出SWFQ指令才可将转速跟踪指令复归。正是由于这个原因，所3）SPCSPCNSV，并不受输入信号变化的影响。在以下工况下，SPC处于保持方式：237序工转速设定说12过临界时升速率小或TSE故障，退出启动汽轮机跳闸在转速跟踪方式NSNF3临界区域外TSE4567与转速控制LBNP8的自动停机AUSTRMTSEWTS信号都将使STPNS指令有效。8.12NS/NSV/NT汽轮机自启动程控走步到第21步，会发出NSWART有效指将目标转速设定为暖机转后，程控走步到第25步，将汽机目标转速NS设为1515r/min，NSV按照600r/min2的速率NSUG（3r/min1515r/minPMIN(100MW)以上，目标转速再切为额定转速值1500r/min。机组并网后的实际转速取决于电网频率。8.3.3.2发电机负荷用双冗余的负荷传感器测量8.14所示，三个实际负荷值PEL1PEL2PEL3ANL2388.13转速8.13转速/效，汽轮机仍然可以继续运行，并将失效信息STPEL1/2/3输出到OM系统。如果两个通道M2398.14目标负荷形成回路由设定值调整和存贮器模块M以及相应的控制逻辑回路构成。存贮8.28.14目标负荷形成回路由设定值调整和存贮器模块M以及相应的控制逻辑回路构成。存贮8.224012汽轮机自启动程控发出的最小负荷指令3DEH控制负荷时，NPR4停机程控发出58.15根据不同工况生成的目标负荷设定值送至一个设定值调节器SPCSPCPSV，并在8.15根据不同工况生成的目标负荷设定值送至一个设定值调节器SPCSPCPSV，并在OM上显示。如图8.15，设定值调节器SPC有三种工作方式：正常限速随动方式。在此方式下，SPC的输出值根据设好的速率逐渐增加或减少至输入值，SPC会监视输入/0。负荷变化率取决于热应荷变化率投切子环”置ON位。SPC快速跟踪方式。在该方式下，SPCA、机组处于非负荷控制方式时LB＝0,PSV＝0，与原理图上跟踪压力偏差FDXW的修正值有所出入。此时为保证无扰切换，起跟踪作用的是NPR中的SVPS。2416PSVPSB0.7MW7SPC保持方式。此时SPC保持前一时刻NSV，并不受输入信号变化的影响。在以B、TSE故障WTS。延时负荷设定值PSV叠加压力偏差修正，再与最大允许负荷设定值PSB取小后即生成有效负荷设定值PSW。若超出负荷限制，负荷限制有效BEGRIE信号发出，闭锁外部负荷设 率－负荷失配，使频率向额定值趋近。机组对电网频率的补偿能力取决于倾斜度。所谓倾斜度K就是电网频率f的相对变化△f/fn与其补偿物理量F的相对变化△F/Fn之比的负值：K=Df/DF=-dff F GRE242高压缸进汽压力模式原理图高压缸进汽压力模式原理图高压缸进汽压力模式原理图高压缸进汽压力模式原理图CONTROLLER改为跟踪当前汽机功率而变化，在PI环节加一个增量，保证“B”＞“A”；RELEASEREACTORMODE0~0.3%/min243MODEREACTORMODEMODEREACTORMODE反应堆模式自动退出，LOADCONTROLLER生效，开始控制汽轮机功率。注意：（1）此时K1、K20，则虽然退出了反应堆压力模式，但K1、K2开关将无法复位；必须待K1、K2开关复位后，才能将反应堆模式下操纵员设置的升功率速率设置为0。置为小于当前负荷的值，机组将会以150％/MIN的速率甩负荷到LOADLIMIT值。HPINLETPRESSURESPHPINLETPRESSURESP值时，反应堆模式退出，K1、K2开关复位。制模式，汽轮机转为LOADCONTROLLER控制。 8.3.5.2设定是通过“LOADSETPOINT”控件，选择合适的负荷。50MW/min8.3.5.3244这将使汽机停机时的温度处于大约20%FP负荷的温度。设定目标负荷：汽机线性地降负荷到要求的负荷。目标负荷是利用“LOAD设定降负荷速率：汽机降负荷的速率是利用“LOADGRADIENT”控件来设定 5%FP200%FP/min6.6.3节电流超过降负荷值；另一个是给水不足，即在汽机负荷大于50%FP（时，监测到两台主给水泵没有运行。二回路故障引起的负荷速降是连续的，一直降到信号消失或负荷小于∆（C3∆（C4（C22 245置内的残留油，使蒸汽阀门在弹簧作用下快速关闭来实现的。如图8.17a示意图。8.17中所示位置，阀门快速关闭控制电磁阀（④、⑤）8.18中左2×100％设置，任意一个阀门快速关闭控制电磁阀动作都能保证汽门在规定时间8.17a1、2246再热主汽门执行机构动作原理与高压主汽门相似，动作更为简单，如下不再作详细描述8.18 汽机保护系统脱扣分汽机保护系统脱扣分为两级低正向功率联锁装置实质上是一个在故障后检测汽机蒸汽阀门是否已正确动作的装置主要用来防止汽机超速。它的联锁信号来自测量发电机低正向功率继电器的触点，当测得247 GSE系统保护范围代表了汽轮发电机组正常运行所必需的保护范围。这些保护范围将MSR其他的发电机保护系统要求（干接点其他信号导致GSE动作的有：2484个真空变送器测量。在冷凝器压力升至300mbar.a时，由CEX1002/1003/1004MP(2002/2003/2004MP)经3取2逻辑发出跳机信号。个保护通道相联，故逻辑信号为2取2。为：推力瓦块面磨损超过0.5mm报警，磨损超过0.7mm汽机脱扣。249循环水系统CRF和闭路冷却水系统SRI温度高；循环水系统CRF和闭路冷却水系统SRI温度高；压缸的两个排汽口的温度都达到137℃，则汽机脱扣。安注信号（AB列──── （HHWL（HWL（WL（LWL低低低水位（LLLWL。冷凝器水位的实测值由冷凝器三个水位计（冷凝器A为1021MN、1022MN、1023MNB2021MN、2022MN、2023MN）的测量值取平均，平均值作为冷凝器水位实测值。冷凝器正常水位1950（±115mm）mm。250时PI调节器，调节器的输出再001KU去控制补给水022VD的开度，向冷凝器补充时PI调节器，调节器的输出再001KU去控制补给水022VD的开度，向冷凝器补充除盐水，使实测值等于整定值。冷凝器的初始充水也是经补水阀来完成的。PI调节器故障等危急情况下，可以通过001KU操纵员手动直接控制补给水阀。发电机 2022MN251（2615mm（2615mm（3255mm 024VL控制，原理见8.21。实测值来002P测得024VL阀门本身的开度信号，整定值由低压加热器后凝结水管线上流量信号ABP001MD经函数发生器001GD产生，二者偏差送PI002KU024VL002KU切换到手动模式，以手动方式控制024VL的开度。0～60%时，除氧器水位控制器和再循环流量控制器共同作用，使经过两台215mH2O8.2252 0～100%Pn范围内，除氧器水位要维持在约0.3m。控制原理如图8.22所示。除氧器水位实测值由水位计001/003/004MN0.3m 0～100%Pn范围内，除氧器水位要维持在约0.3m。控制原理如图8.22所示。除氧器水位实测值由水位计001/003/004MN0.3m，两者的偏差送调节器，调节器的输8.22图8.23中表明了凝结水系统总的控制原理。8.23253 002KUADG003VV开度来控制除氧器压力。下面分几种工况来讨论除氧器压力控制，原理见图8.24所示。（110℃，ADG005MP测出。压力随负荷在9.3～2.7bar.a之间变化，是不受控制的。这时系统能允许负荷发生最大为10%FP的阶跃下降而不需利用新蒸汽来保持除氧器的压力。ADG003VV。TSETSETYNT 002KUADG003VV开度来控制除氧器压力。下面分几种工况来讨论除氧器压力控制，原理见图8.24所示。（110℃，ADG005MP测出。压力随负荷在9.3～2.7bar.a之间变化，是不受控制的。这时系统能允许负荷发生最大为10%FP的阶跃下降而不需利用新蒸汽来保持除氧器的压力。ADG003VV。TSETSETYNTTNYSetT254 1号、2号复合式加热器位于冷凝器喉部，2号低加的疏水利用重力疏到疏水加热器，疏水加热器的疏水直接疏往冷凝器，1号低加的疏水利用重力疏往冷凝器。34号低压（ACO 1号、2号复合式加热器位于冷凝器喉部，2号低加的疏水利用重力疏到疏水加热器，疏水加热器的疏水直接疏往冷凝器，1号低加的疏水利用重力疏往冷凝器。34号低压（ACO8.253号、4号低压加热器疏水控制原理图（A列2558.26高压加热器疏水系统控制原理（A列8.26高压加热器疏水系统控制原理（A列加的疏水经控制119VL6号高压加热器，6号高压加热器同时再GSS抽汽再热当疏水流量超过正常疏水系统能力时，加热器内水位升高超过正常工作水175mm时，在器。另外，当负荷小30%FP时，6号高压加热器的压力不足以克服除氧器压力加除氧器水位静压头的总压力，使正常疏水流量减小，水位升高使应急疏水控制阀118VL开启，把如果水位继续上升超过应急水位，则发生“高H3水位”报警并自动隔离相应的加热组加热器压力不受控制，随着负荷及抽汽状态的变化而变化，自然进行调节 给水流量低润滑油压力低低升压泵推力轴承温度高高液力耦合器推力轴承温度高压力泵推力轴承温度高高2568.27 TEI的运行经验，1、MSR在冷态或者热态启动过程中都要满足以下要求：热器截止阀1201VV/2201VV保持开启；汽温度高15℃；控制二级再热器进口蒸汽温度为MSR出口热再热蒸汽温度和二级再热器管板温度中较高者再加15℃，并且保持30min；管束进行扫气，扫气时间不小于30分钟；热态启动时不需要扫气；冷态启动再热蒸汽的温升率不超过1℃/min的线性变化，或者以阶跃升温5℃，然后等待5min的方式进行升温。2、MSR冷态启动步序(AMSR为例GSS系统的启动分为冷态启动和热态启动两种情况，判断标准为低压缸转子的温度(实257压力 升压器的加热汽源来自VVP主蒸汽系统。在投运高压再热器之前，新蒸汽供汽管线和高压再热器管束的疏水阀要开启，（1321V,1322V,1323V（1305MT匹配，一般高出15℃。预热的过程维持30分钟。然后等待5min的方式进行升温。全部的疏水都切到疏往冷凝器后可以开启全流量旁路阀1302VV。度设置为50%开度。当首次启动完成之后，工程师将推动这些阀门的调节，这种调节是基MSRTIC-505。用来控制高热再热器进口（1305MT环控制器，步序控制器用于MSRA列和B列的冷态启动。在启停阶段时，RTC动时，设定的温度要MSR出口热再热蒸汽温度加15℃。升温步序开始之后，由斜坡发生258箱中心线以下100mm。每个疏水箱有2个水位控制器。一个正常水位控制器，一个高水位控制器。8281102VL8.291302VL259箱中心线以下100mm。每个疏水箱有2个水位控制器。一个正常水位控制器，一个高水位控制器。8281102VL8.291302VL2598.301202VL在MSR运行过程中发生突然甩负荷，发电机负荷8.301202VL在MSR运行过程中发生突然甩负荷，发电机负荷下降到30%以下并且时间超过一小时，轮机负荷回复到30%以上，高压再热器要重新启动（调节阀又开启。这就要求操作员手 其动作过程如下：当发电机的氢压发生变化时，有一信号送到0105VH(0105故障时由制原理见图8.31。压差阀保证氢压力与油压的压差在2121/2122PO中的一台保证润滑油供应，当发生如下情况2101KC2401/2402KC2602、2101KC被置自动状态后的10s内，润滑油2101SP<5barg4219SP<2.5barg；直流应急油泵没有保护上的自动停运信号，只有涉及到机组起停（SGCTURBINEOIL8.3261汽机旁路排放系统（GCT汽机旁路排放系统（GCT）的运有关GCT的功能、组成原理等内容在有关的课程已阐述，这里只讨论GCT的有关制信号及运 GCT逻辑信号及控1.逻辑信其气动阀的控制原理，见图8.32在气动排放阀的供气管线上有3个电磁阀及一个气动定位器，电气转换器来的调制信个电磁阀允许后去打GCT排放阀。在某些瞬态情况下，快开信号直接作用在S3排放阀全打开8.32排放阀控制考虑安全的因素，使用了一些逻辑允许闭锁信号，此信号具有冗余，分A/B列，任一列信号产生，均导通电磁阀S2、S1的2-3，使阀门排气后关闭。下面分别介绍GCT四组排放阀的具体逻辑信号及模拟调制信号P4——反应堆紧急停堆信号温度模式——GCT控制模式选择开关选在温度模式XU——温度定值阈值继电器—两分钟之内汽机甩负荷≥15%PnC8C7B——两分钟之内汽机甩负荷≥50%PnC8+P16—一回路平均温度低（＜284℃；262对于第1组阀，快开信号有两种：有紧急停堆时，GCT选在温度模式，403XU1给出动作信号而产GCT1组阀快开信号，产生甩负荷C7B406XU1动作起作用时，也给出GCT第一组阀门的快开信号相与的信号在一时间段8.33GCT1组阀逻辑信有4种逻辑闭锁信号：502CC放在闭锁位置，即手动闭锁但可用502CC解锁第1组阀门的开启。GCT第2组阀门的控制信号类同第一组，但温度动作阈值不同2633组3组阀门的控制图见图8.35GCTc第三组阀门增设了2种逻辑闭锁信号防止反应堆所有阀门在接受到低冷却剂平均温度信号（Tavg<284P12）后闭锁1组阀能防止蒸汽发生器烧第3组阀（最大一组）再加上其它条件，可使事故后果控制在可接受的范围内GCT四组排放阀的控制逻辑图中均406XU1这个动作信号，称为短时电网故障的控C7B产生，则3组阀门打开；当汽机负荷又大50%FP后，10s内禁止1、2组8.34GCT2组阀逻辑信2648.35GCT38.35GCT3组阀逻辑信2.GCT的控制模GCT有两种控制模压力模停闭中（此时RRA系统已退出。温度模GCT开启信号取决于反应堆冷却剂实测温度﹑汽机负荷和最终功率整定值，此回路用 GCT1，2，3，4组阀门的开启整GCT阀门的开启整定值决定了各阀门的响应顺序及程度，参见各组阀门的开启逻辑制图1.在有紧急停堆（P4）且温度模式1组阀的调制开启范围3～5.5℃（403XU1）2658.36GCT48.36GCT4第1组阀的调制开启范围3～5.5℃（403XU1）25.5～8.1℃（403XU2）第4组阀的快速开启范围14.9℃（402XU2。2668.378.378.38上看出，P12GCTGCT1组有一个解锁开关，图上未画出。C9经过一个非门（即冷凝器不可用GCT排冷凝器的四组阀门。P43组阀（A列有此信号GCT控制不在压力模式下、没有C7AP4信号，也闭锁GCT1、2组。GCT在温度模式下，没有C7B信号或406XU1给出零的信号（汽机负荷＞50%Pn）闭锁第3、4组。第1组阀门是逐个开启的，其余两组阀门都是各阀一起开启的。第1组三个阀全开占总开度的21.3%，各阀渐次顺序开启各占1/32组三个阀全GCT总开度从21.4%42.6%3组六个阀全开将GCT42.6%85.2%。C7A406XU1C7B信号的产生见图8.40它实际是取汽机进汽压力（来自负荷变化的大小，然后送往GCT有关的控制单元。2672682688.40C7AC7BGCT处在压力模式上时，如果GCT有阀门正在开启，最终功率整定值根据设定的压力经函GCTGCT阀门没有开启；或者有跳堆信号或者汽机功率大于最终功率整定值时，最终功率整定值取值为0。30%之间取小，作为最 RRA未GCTGCTRRA 如图8.40C7AC7BGCT处在压力模式上时，如果GCT有阀门正在开启，最终功率整定值根据设定的压力经函GCTGCT阀门没有开启；或者有跳堆信号或者汽机功率大于最终功率整定值时，最终功率整定值取值为0。30%之间取小，作为最 RRA未GCTGCTRRA 如图8.42，当由二回路整定出的Tref（温度参考值）与一回路的实测参考值Tavg之差2698.418.412708.42GCT8.42GCT原理图8.42，下面分别讨论这些运行瞬态1.汽轮机棒的调节能力有限，根据设计，在阶跃甩负荷幅度大于额定负荷10%Pn或线性变化超过从图8.44上的402GD看出，GCT排冷凝器系统的温度死区是3℃，即温差大于3℃而且有阀门的逻辑信号允许时，GCT系统才响应。根据温度偏差信号△T的大小，结合上节中的带厂用机组的高压出线开关断开，堆功率降到30%Pn时，汽机带厂用电运行（5%FP左右，终功率整定值的值小于调节棒自动调节的范围（15%Pn，GCT的控制模式一般仍维持在压力控制模式271272·任一手动隔离阀关闭（GCT→CEX不可用Tref.0之差来控制的，GCT阀门打开的规律停堆时，为防止一回路过冷而使安注动作，闭锁第3组阀开启，第1、2、41、28.44273正常运行，GCT正常运行，GCT7.85MPa.aGCT排冷凝器可用，GCT-aGCT-a10%Pn 如果GCT排冷凝器可用，则在压力模式下，靠此完成机组正常启动和停闭。当Tavg＜284℃时，GCT第1组阀可以解锁，以完成堆的正常启动和停闭。于10%Pn（C20，则控制棒控制系统转到自动方式；当汽机旁路阀关闭时，将GCT的控制机组停闭时，机组逐渐减负荷到20%Pn左右，在此过程GCT是在温度模式下。当机组负荷降到20%Pn左右时，操纵员调整压力定值，将GCT从温度模式切到压力模式下，此时GCT并没有开启，只作跳机后的准备。（28℃/h12MW，汽机脱扣，机组与电网解列，GCT在压7.6MPa。压力模式下GCT第一、二组，在热停堆以下状态，可只靠GCT第一组阀将一回路冷却到RRA投运的状态。GCTGCTGCT的上述功能，但它只能排10%左右的额定蒸汽量，故一般用于堆的启停操作中。 （SGTR因此GCT-a的设计上有独立性大气控制阀都配备有一个压缩空以便在失去SAR时GCT-a只处在备用状态，但一旦有故障发生，对机组产生的潜在影响还是很大的。如在一个GCT-a的排放阀发生机械故障时，后退到RRA准备的两相中停状态的后撤时间只有7小GCT-a的一个排放阀遥控功能受损，也需在15RRA准备的两相中，274压差大于0.1MPa。却水压力至少比发电机壳内氢气压力低0.35bar。10℃。否则，电动盘车将跳闸或被禁止起CET前，CRF，CEX，CVI等系统要启动投运，冷凝器的真空要求低于80KPa.a，汽轮机盘车在运行。首先是电气方面，要求输出系统、6.6kV电源系统、380V交流辅助电源系统、380V交流应急电源系统、220V交流电源系统、220V直流电源系统、110V直流电源系统、48V和SED则是首要任务。有了除盐水，才可启动常规岛除盐水分配系统SER，以保证凝汽器凝结水的SRISRI亦压系统GFR启动起来。GTH，再启动汽机润滑油系统和顶轴油泵，检查汽轮发电机主轴没有弯曲以后才能启动电动盘车装置275图276图276GST投入运行。至此，发电机GST投入运行。至此，发电机CEX、给水取样系统以及化学药剂注入系统，平衡，密切注意一回路平均温度的变化，使一回路平均温度梯度的绝对值小于28℃/h。2%Pn，就应当将蒸汽发生器供则停止正在运行中的ASG泵，并将其调节阀全开。这样便完成了切换过程。277般控制在不超过120℃，因水中加有联氨，不使之分解。复习般控制在不超过120℃，因水中加有联氨，不使之分解。复习列出GMSR设置放气系统的目的是什么?放气是如何控制的简述机组从冷态启动时，MSR温度控制的工作原理。2789 9 9.1在中子通量密度φ=1013cm-2.S-1的条件下 Fe2+离开了基体金属而转到水中，遇到了水中的氢氧根OH-后形成氢氧化铁Fe(OH)2，即有如下反应式：279半衰期γ能量同位素丰度饱和活度22H++2e2H++2e—和其中由于基体金属不断失掉铁离（图Fe2+，则它的重量受到损失，这就是形成腐蚀的基本9.1铁的（OH）2在水中溶解度相当高（1）静水Fe（OH）2浓度逐步升高直到饱和，因而出现平衡状态，铁离子形成速度减慢（pH=9.6）时具有加速沉淀的特性，因而形成沉淀（2）动2.高温腐蚀23223、结破坏保护层的原280水力方面原因：由于水的流动带走水力方面原因：由于水的流动带走了Fe3O4，水的流动越混乱，这种消失就越快（－腐蚀化学方面的破坏原因在氧的作用下被氧化成松散Fe2O3— 腐蚀的其它表现形差导致缝内腐蚀加速。（图9.2。它是由于浓强碱的作用而产生的一种金属晶间腐蚀（从pH≥11开始 合金钢腐蚀的特殊形获得具有纯铬同样性能的合金，只需要在铁中添加16%铬。镍的作用是使金属铁变成奥氏核电厂中使用较多的是含有18%铬和8%镍的不锈钢，即18-8号钢。合金钢腐蚀有其特殊形式，主要是晶间腐蚀和穿晶腐蚀（见图9.39.2裂缝腐应力腐蚀灵敏度图解1.金属是由晶粒构成的。在合金制造时，可以让金属达到1100℃，此时，碳化物弥散奥氏体内，急剧的冷却（淬火）保持了这种组织结构。然而，实际应用中由400℃开始281（12％电位较晶粒本身低成为阳极遭到腐蚀。（9.4）2.穿晶腐蚀或称应力腐蚀裂纹（图9.5。它是由于钢置于浸蚀的环境而又同时承受应力而３．镍合金的成含镍8%-10％的合金对卤化物离子腐蚀最敏感。若含镍量达不计40％，这种腐蚀可忽9.4晶间这个结论导致新式蒸汽发生器的因科镍690管子选用含镍量>58％的镍合金 腐蚀的1．形成保护层（钝化层锂离子浓度为2.2ppm时，热态运行300h。２．避免保护层的破尽可能去除溶解氧9.5穿晶282一个量。在常温下，中性水的氢离子浓度H+=10-7moI/L，即pH=7；所以，当pH值大于时，溶液呈碱性，而pH值小于等于7时，溶液呈酸性如果pH值继续上升，此效果减弱。但是，当水中的pH值高出较多时，也会加速材的腐蚀（9.6，因此，要选择合适的一回pH值一回路水化一回路水化学要解决两个问题：减少腐蚀和降低污染照射后的活化；燃料元件包壳破损造成的裂变产物外漏；蒸汽发生器传热管破裂造成二的污染 硼酸1.较如9.2所示。天然硼中10B19.8%,其中子俘获截面为3813靶，11B80.2%,其子俘获截面很小，仅为5.5×10-3靶2839.2（5M℃-H3BO39.2（5M℃-H3BO3+H2OH++B(OH)10B+1nfi7Li+ 1.pH=5.523Na+24 是放射性核素，作为化学调节剂时会增加一回路放射性活度和人员的照射剂量另外，当发生沸腾时，NaOH会形成局部浓缩，可能要引起腐蚀（晶间腐蚀K0284 氨水氨水6Li1n4He3H（氚 131H是放射性核素，它会增加人员吸收剂量和对环境的放射性排放。所以，在核10B＋1n→7Li＋4 生60ppb的7Li。寿期初：这时锂含量保持在3.5ppm。9.7285 1H2O2→H2O＋21HO+γH2+22 氯化物在有氧时，特别在高温下，能使不锈钢的应力腐蚀加剧。它的含量限制在包壳的材料，氟的最大含量限制为0.15ppb。HO→H+12222600管子4. 1.2869.4.极限条件另有5H2<15ml/kg时，连续9.287参数总电导率1O2（溶解1Cl-29.4.极限条件另有5H2<15ml/kg时，连续9.287参数总电导率1O2（溶解1Cl-2B0to10.5to2H2（溶解44*备注的含1.充水后2.如果在一回路中浓度高或者总电导率太高时监测，在后一种情况时，还要监测*备注的含1.充水后2.如果在一回路中浓度高或者总电导率太高时监测，在后一种情况时，还要监测pH值和NH4浓度二回路水化倍）两种现象。所以，蒸汽发生器极易工作在恶劣的化学环境中，引起设备的腐蚀，蒸生器U形管是二回路最薄弱的部分。二回路水化学的主要目的就是要把对二回路设备和料的腐蚀限制到最低限度，特别是降低对蒸汽发生器的腐蚀，防水进入二回路，导致放射性物质的扩散U形管破裂而使一回288每月一2每月一2每月一2每月一2每月一22二回路水化学的二回路水化学的基本任务为：确定化学添加试剂的种类和浓度；确定在回路中化学杂的浓度限值；确定可实现的最好的化学条件，以减少腐蚀现象和提高安全水平 二回路的水质处二回路水采用全挥发处理，即向回路加入挥发性碱性物质：氨水和联氨氨水是挥发性碱，它即可提高pH值，减少回路的腐蚀，又能避免在蒸汽发生器水中生碱浓（Fe3O4CuOpH二回路可接受的pH值见图9.8所示。最佳pH值的选择要考虑两方面的折衷：----材料的情况：碳钢要求高pH，而含有铜合金的系统则禁止太高的pH值阳江核电站的凝汽器是采用钛冷却管（无铜合金），所以，给水系统（AHP）需要高减少腐蚀和减少回路中Fe3O4/Fe2O3的产生联氨的289联氨在二回路中发生如下化学反应----联氨在二回路中发生如下化学反应----O2的反应----热分解反应（AHP：控制下限：保持足够的还原能力，保证残余氧含量非常低控制上限：防止与可能存在或出现的SO2离子发生化学反应，产生对蒸汽发生器传4管（因科镍690）具有较强腐9.10λ＋测量原 二回路的化学监二回路的化学监测主要依赖于化学在线仪表，因其具有以下优点————连续监测，能随时发现异常现象当发生污染时，操作员能及时采取行动，减轻后果线仪表的配备和布置如图9.9所示。化学在线仪表的监测功能主要分为两类探测化学污染及其来源的功能（图9.9用□表示的仪表和监测化学试剂调节的仪表（9.9中）手工分析由于受测量频率的限制，作为在线监测的补充，便于更全面和准确地掌握二路水质，也可根据在线仪表的测量数据作进一步分析，便于确定污染来源290２．电导率和阳离子电导率的测２．电导率和阳离子电导率的测λ＋的测量原理如图9.10所示。-＋＋＋＋＋阳离子（Na，Ca2NHClSO44阳离子电导率λ＋测量的优点：如图9.11所示人为加入的碱性化学添加剂（NH4OH）通过阳离子交换树脂（R─H＋）后被除去转换成（H2O，以消除它们对水质的影响，只留下污染物（NaCl等）中的阴离子（Cl-等。所以λ＋测量具有如下优点9.11阳离子电导率λ＋测量的优9.12阳离子电导率λ＋测量的缺——消除因人为加入的化学试剂而产生的高本底，提高灵敏度——电导率λH＋＞λ阳离子，提高灵敏度。如λHCI=3.4λNaCl当出现仅仅是碱性污染（如NaOH）的情况时，通过阳离子的交换树脂（R-H+）后转成水（H2O，所以，不能发现这类污染情291(R-HNaOH H++OH-→HO2 9.5除盐水（加药前）9.6292(R-HNaOH H++OH-→HO2 9.5除盐水（加药前）9.6292Cl-1次/SiO2（溶连续＋1次/SiO2（总1次/1次/ ↑↑↘盐↑↑碱↑↗酸↑↘↑↑凝结水（CEX）中含氧量升高，如果大量进入空气，λ3.9.79.79.82931次/1次/1次/1次/1次/3.9.79.79.82931次/1次/1次/1次/1次/ O2（溶 1次/ 因各种污染物在蒸汽发生器中要发生浓缩现象，λNa基本上表示二回路的污染水因各种污染物在蒸汽发生器中要发生浓缩现象，λNa基本上表示二回路的污染水减少，进入第5区域就须停堆，如图9.13所示：钠3074阳电导率9.13排污口中Na含量和λ＋所决定的运行区域图(Pn>25%RP模式9.14海水的化学 凝汽器发生海水泄漏的故冷凝器泄漏使二回路凝结水中进入不挥发的盐（NaCL，MgCL2等，这些盐将沉积在D泄漏×C泄漏=Ｄ排污×C其中：D泄漏、Ｄ排污为冷凝器的泄漏量和蒸发器的排污流量海水进入二回路发生如图9-14所示的化学反应，会有酸产生：29432允许值1正常运行期望45——蒸发器传热管的腐——含盐量增加提高了二回路管道和设备的腐蚀速——水的酸化，破坏有限的Fe3O4保护当发生较大流量（>5L/h）海水进入凝汽器时，运行人员的处理步骤如图9.15所示9.15海水进入凝汽器时的处理步骤图295海水泄漏率与蒸发器排污水（APG）化学规范的比较见图9.16海水泄漏时，二回路水化学变化见表9.99.9凝汽器海水泄漏时，二回路水化学规*开始进入凝汽器海水泄漏率与蒸发器排污水（APG）化学规范的比较见图9.16海水泄漏时，二回路水化学变化见表9.99.9凝汽器海水泄漏时，二回路水化学规*开始进入凝汽器海水大泄漏率的区域296漏率λ(μScm-NaSGNa浓度到300μs/kg161656137复 复 一回路系统的pH值是如何调节的?二回路加入N2H4的作用是什么?29710发电机励磁和电压调10发电机励磁和电压调 发电机励磁和电压调节系统的功发电机励磁和电压调节系统（GEX）的功用在发电机并列以后调节定子电压、无功功率以及功监测发电机和励磁机的工作状态，保证发电机在稳定区运行适应瞬态故障（如短路为了实现上述前两项功能，励磁与电压调节系统必须满足下列要求根据主发电机负载情况调节励磁电流，维持主发电机端电压为，具有灭磁功能，在电力系统突然甩负荷时快速灭磁，以防端电压高于允许 有关励磁调节的基本知 同步发电机工作原A、B、C－S0（汽轮机或水轮机）n电机时有意安排尽量使磁通密度的大小沿磁极极面的周绕组切割磁场磁力线，于是就在三相绕组中出三相交流电来，如10.2所示。三个相感应电势达到最大值的先后顺序是A－B－C，称为相序。三个相的29810.1发电机原理示意势到达最大值在时间上的先后差别势到达最大值在时间上的先后差别就是三相交流电的相位差10.2三相电势波10.1，作用的原理，相当于转子被加上一个反力矩，如图中F2所示。这个反力矩将使转子作反时的频率保持严格不变的关系，可以用下面的式子来表示n=60（n：转速，f：频率，p：极对数p60系频率（HZ）与转速（r/min）的单位换算值。我国交流电的频50HZ（工频对于具有两对磁极的汽轮发电机来说转速应该是1500r/min。如果把发电机定子三相绕组和负载联接成回路，如图10.3所示，则三相交流电流在回路中的流动情况是时刻都在变化的，如10.4所示。若假定发电机的电流离开其中性点OB相为负向外流，A相和C相都为正向里流10.3t1瞬间发电机的电流分10.4三相交流电随时间变化的波299 发电机 发电机图10.5表示一个矩形波形被分解后的情况，从中可以看出，三次谐波占主要成分10.5矩形波分解为基波和高次谐三角形接线，如10.6所示，则三个三次谐波电势是相加的，三次谐波电流就能通过。这除这个弊病，如10.7所示，在星形接线中，因为三次谐波电势都同时指向中性点或背离一般都接成星形接线10.6三角形接线的三次谐波电10.7星形接线的三次谐波电 发电机在交流电能的发、输、用的过程中，用于转换成非电、磁形式（如光、热、机械）的300阻性负载的特点是当加上电源后其电压和电流同相。如图10.8（a）所示，电压与电流落后于电压90°相角。这就产生一个情况，即当电流和电压的方向一致时，电源把电能输量便会变换为电能而送还给电源10.8（b）所示，在一个周期内，电源将能量送出两10.8（c）所示是容性负载的电压、电流、功率波形图，它和感性负载在性质上是相不消耗能量，而且它的电压和电流的相角差也是90°。但容性负载和感性负载的不同点是是落90°相角，因此它贮存和释放能量的时间正好和感性负载贮存和释放能量的时消耗10.8电压、电流及功率波综上所述，电力系统在运行时，电源要供应两部分能量：一部分是用于做功时被消耗的有功能量，另一部分是用于交换的无功能量301电流有效值（I）的乘积是有功功率与无功功率的合成量，叫做视在功率，用S来表示。其单位是伏安（VA。电路里每单位时间内消耗掉的电能为有功功率，它等于视在功率乘以功率因数cos 是电压和电流间的相角。有功功率用P来表示，其单位为瓦（W）在交流电路内做为衡量能量交换规模的是无功功率无功功率等于视在功率乘以sin，Q来表示，其单位为伏·安（V·A，过去曾用乏（var）为单位，现国家标准未推荐。10.9，根据这个三角形，可得S2=P2+Q2。10.9功率三角同步发电机都是三相的，三相功率的具体计算如下R3U相IcosjP=3U线IcosjQ=3U线IsinS=3U线I 发电机1.有功的调斜总磁通要减少一些，端电压也要下降些，但总的来看其不大10.10阻性负载电枢反302个磁极的中心线之间的夹角δ。同步发电机输出的有功Pδ角有关，对于隐极式同步发电机来说，它们之间的关系近似可以用下述公式表示=msinxd式中Pdc——电磁功率（是由转子通过电磁感应传递给定子的功率，和输出功率仅差子线圈的铜损，我们这里分析时就把它近似地当作输出功率来看待m——相数—相电压E0电机的感应电势xd——发电机的同步电抗（即发电机定子绕组正常运行时的电抗δ——定子磁极中心线和转子磁极中心线的夹角，也是端电压U和感应电势E0角如果把这个公式中的Pdcδ的关系画成曲线，便如图10.12所示。这是一条正mxd大小，所以称它为功角，图10.12中的曲线便称为功角特性曲线10.11发电机工作状态的定、转子磁极关10.12功角特从功角特性曲线上看，若汽轮机输入的功率为P1，发电机忽略损耗后输出的电磁功率P1，相应的功角δ1，工作点为a1。当开大汽门时，汽轮机输入的功率便P1升高到P2。因为在此瞬间输出的电磁功率没有改变，就出现功率差额ΔP＝P2－P1。在这功率差额而且和输入功率达到平衡，于是就稳定在新的工作点a2上运行。每台发电机都有个最大的输出功率，它所对应δ90°。δ90°时，如减小。这样阻力矩便也减小，转子会更加速，δ角会更增大，送出的电磁功率便更小，沿此这种不稳定现象叫做失去静态稳定。电机δ90°以内时为稳定区90°以外时为303通常电机在额定出力通常电机在额定出力时，δ30°左右90°远一些，这是设计时考虑好了2.无功的调当发电机流过感性无功电流时，如图10.13（a）所示，由于感性负载使电流落后电势－A2相隔90°的B1－B2绕组中。载流的B1－B2绕组在转子磁场中就会受到力的作用，根据左手定则确定力的方向，如F1所示。线圈两边所受的两个力是作用在同一根直线上的，因此形不成力矩，对转子的反作用F2也只是压紧转子的绕组而已，不会在转子上产感性无功电流对转子磁场的影响10.13（b）所示。B1－B2绕组中电流产生的磁理10.13发电机中流过感性无功电流时情（a）发电机示意图；（b）感性负载电枢反超前电势90°，电势达到最大值时的也出现在B1－B2绕组中其方向与方向的前90°的导B2里流过相应于A1导线中电势方向的电流。B1－B2流。如果励磁电流不变，容性无功电愈大，发电机的端电压升得愈高10.14发电机中流过容性无功电流的情3043.频率的调频率的高低3.频率的调频率的高低与发电机的转速有关60f=nP。而转n的高低又与作用在发电机轴上增加主力矩。反之，当系统有功出现余额时，频率就要升高，这时应关小汽门。所以调节率就是调节汽门开度，也就是调有功出力4.电压的调一个向电网供电的发电机不论定子输出的功率因数和电流如何，通常应保持端电压定。为了达到这个目的，必须改变励磁电流来调节发电机的端电压 P－Q是最直观的。这个图叫发电机的P－Q图，或叫功率图。为了简单起见，我们只作不考虑铁芯饱和影响的P－Q图。图10.15（a）为汽轮发电的简化向量图。U是相端电压，I是相电流，φ为功率因数角，E0是对应励磁电流的定子电势，xd为发电机的同步电抗的未饱和值，jIxd为电I流过同步电抗产生的电压降，δ是功角10.15隐极机的简化向量图和功率（a）简化向量图；（b）功率三角形；（c）定、转子电流为某值P—Q将由U、E0、jIxd三向量组成的三角形每边乘以U，除以xd，于是得到如图305U所示的功率三角形OAB。因OAUI,ABE0Id,BO UId，三者的单位U所示的功率三角形OAB。因OAUI,ABE0Id,BO UId，三者的单位xxdd是伏安。把功率三角形适当地放在P（有功功率）Q（无功功率）组成的坐标系统上，就以得到如图19－15（c）所示的图形。这是当定子电流与励磁电流（相应的电势E0）为一值时的P－Q图。从图中可以看到OAUI就是发电机的视在功率，它与纵轴的夹角是所以它在纵轴上的OMUIcosj，即发电机的有功功率，它在横轴上的投影ONUIsinj，即发电机的无功功率因未饱和的同步电抗xd是个常数，又因我们讨论的前提是电压U也是常数。因此，要取适当的比例尺，OA可代表定子电流，AB可代表励磁电流改变功率因数cosφ，即改变φ，实际上就是以O为中心旋转OA现在取额定定子电流，令其长度为OA，取额定励磁电流，令其长度为AB，在运行当功率因数变化时，要保持额定定子电流不变，则表示定子电流随φ而变化的轨迹是以为圆心，OA为半径的圆，如图10.16AE所示。要保持额定励磁电流不变，则表示励当于额定运行方式，即定子电流、励磁电流、功率因数都为额定值的范围10.16未饱和的汽轮发电P—QAT段由容许的定子电流Ie所限制。这段里cosφ高于额定值。虽然励磁电流还有余度，TR段由汽轮机的最大功率所限制。对于这段，按发电机定子电流来说，是可以按圆AE的限制来带有功负载的，但受汽轮机的最大功率限制，也无法充分利用RS段由定子端部边段铁芯的温升所限制。这一段已处在功率因数进相的范围内，进相运行会使端部漏磁增加引起端部发热，为了使该处温升不超过容许值，只能限制出力。306曲线是按此条件确定的SF段曲线是按此条件确定的SF段由保证静态稳定的条件所限制。转入进相运行时，由于励磁电流的减小δ增大，静态稳定性变差。图中EB线是δ＝90°的极限线。考虑到适当的安全贮备，运行范围应限制在SF界限之内。10.17是大亚P－Q图（供参考。图中横坐标称为无功功率，单位为兆乏（MVar）率，单位为兆瓦（MW。当发电机内氢气压力为0.5MPa时，AB为转子过热限BD为最大有功功DE为稳定限制线。ABCDE围成的保运行点不超出各种氢压所对应的运行区。在主控制P7屏的台上设P－Q显示器（称上下移动；纵向指针指示无功功率，随无功功率左右移动。两指针的交点即为工作点本图以发电机接无穷大系统，端电压为额定，并按下列计算温度极限作出转子绕组平均温度＝89℃铁芯端部温度＝100℃氢冷风温度额定输出功率900MW，26kVcos＝0.85滞后，50Hz，0.425MPa表压氢压最大连续输出功率983.8MW，26kV，cos＝0.85滞后，50Hz，0.5MPa表压氢压；最小氢气压力时的功率760MW，26kV，cos 10.17大亚湾核电站发电P—Q图（供参考 励磁机单元的构图10.18是阳江核电站励磁机单元布置图励磁机单元主要200Hz旋转电枢式的三相交流主励磁机，一组旋转整流器和一台350Hz的三相交流永磁发电机所组成。从永磁发电机定350Hz三相交流电，经自动电压调节器可控硅整流之后供给主励磁机磁场线圈。从主励磁机电枢线圈输出的200Hz三相交流电供给旋转整流器进行30710.18永磁发电机转子是一个热套在励磁机轴上的锻造合金钢套筒，在套筒上用螺栓固定主励磁机电枢为轴向开线槽的叠片铁芯，在线槽中装有线圈，这些线圈连接成可供308联轴节上的绝缘径向螺栓和外部铜合金连接板，接到汽轮发电机转子轴中心孔绝缘铜引线小室与前端轴承小室和后端轴承带仪表滑环小室相互分开。罩壳上有门，以备进入前后轴承小 励磁系统工作原10.19示出了励磁系统工作原理励磁机单元转动设备随发电机转子一起1500r/min的速度旋转。安装在励磁机大轴上的副励磁机转子是永久磁铁制成的，它14对磁极。转动时在其定子绕组中感生350Hz励磁机磁场电流，实现汽轮发电机电压和无功的调节10.19励磁系统原理框 自动电压调节器（AVR）309发电机励磁调节的全部需要。下面以一个通道为例，简单介绍一下AVR各模块功能。过延时，设定值将根据预设的V/Hz特性曲线平滑降低。PID控制器的输入值是设定值与实际值的电压差，输出（Uc）作为门控单元（SET1/SET2手动PI调节用于设备测试或作为AVR不正当于90%~100%同步器空载励磁电流。跟踪自动与手动之间的Uc信号差，此信号差同时也作为备用通道的反馈信号。辑控制所选择的控制模式选择对应的Uc输出（自动/手动）作为门控单元的输入 310 10.20AVR10.20CH1自动控制，则其他通道自动跟随，当主CH1CH2CH2的自动调节模式故障（即两路主通道CH1和CH2自动调节模式均故障）时，自动切换到备CH2CH2CH1CH1的手动调节通道也不可用（CH1CH2手动和自动模式都不可用CH3。 电压也降低，使AVR产生一个正比于该变化的误差信号，它使AVR输出增加，从而使发电如果这一变化是在发电机的运行参数以内，AVR311AVR对发电机在运行参数内运行状态变化的响应取决于所要求的变化幅度。因此不能画出指示AVR响应的曲线。AVR对发电机在运行参数内运行状态变化的响应取决于所要求的变化幅度。因此不能画出指示AVR响应的曲线。随着发电机失去负荷而端电压上升，AVR 350Hz副励磁机提供频率信号的频率继电器吸合使AVR及时投入而对发电机提供励磁。启动的初始条件是：汽机静止或盘车状态，AVR选定在自动电压调节模式，交直流电（GEX314SY AB变压A的低压侧有两个绕组分别6.6kV厂用LGALGD上，厂用变B低压侧同样有两个绕组，分别接到母线LGELGF上。1、2号主变高压500kVSF6气体绝缘密封导线（GIC）500kVSF6气体绝缘高压组合电器和SF6密封母线上（GIS。312（LG（LGR 10.22负荷开关、电压互感器、中性点变压器、避雷器等布置在汽轮机运行平台下的＋7m层。主500kV的高压组合电器（GIS）SF6TB厂房内，GIS为DA、DB厂房中，DA、DBLX313KX6.6kVLX314KX6.6kVLX314380V交流配电盘（380V交流配电盘（包6.6kV/380V降压变压器）主要集中LX+7m层。在核辅380VMB+20m层，厂用设备（BOP）辅助的380V配电盘分布于全厂各主要BOP建筑物内。 组（三台）单相主变压器相连接的单元接线。发电机的额定功率均为1100MW，端电压为24kV3×400MVA525kV/24kV，主变低压侧接入两台厂用降压变压器。其中厂用变A、B变比为24kV/（6.9kV+6.9kV），68MVA（34MA+34MA流限制在5A以内（正常相电压下。接地变压器变比为2.2kV/500V。降压变A的中性点接10.23 （1500r/in315为避免母线导体通过大电流时壳外强磁场使附近钢结构严重发热，在发电机端部和T降不超过67.5V。6.2m平台上，在标高＋11m处与发电机输出端6.2m30kVT接于主封闭母T挤压而成。为使封闭母线外壳和设备之间具有良好绝缘以及防止因材料膨胀而引起设备振5m36kV10.2431610.250.65～1MPa的公用压缩空气引入强迫风冷湿度（应小于60%。当强迫风冷装置的风机投入运行时，冷却空气被鼓入发电机端部的AC相封闭母线外壳内，经负荷开关至主变压器侧、旁通管、去离子装置后，合并汇入B相B相负荷开关和发电机端部，再进入强迫冷却装置内过滤净化，热量由10.25（互为备用，41k。负荷开关是由三个单相独立单元GSY101JA、GSY201JA、GSY301JA组成，总称317关采SF6关采SF6灭弧和绝缘。采用一套液压弹簧驱动机构，控1下部面积大于上部面积；关闭过程：线圈1连锁4（维修时使用，正常情况下取走）可以避免因油10.26簧跳闸行程开关未到位会闭锁负荷开关跳闸，弹簧合闸行程开关未到位会闭锁负荷开关合 400MVA单相变压器组成。低压侧采用分相封闭母线经负荷开关与步可调电压占额定电压的1.25%。14台冷却器统一控制，有手动和自动两种控制方式。装在油箱上的散热器包括了风机318 和反应堆冷却剂泵。这些设备由机组母线LGA、LGD、LGELGF供电（10.21。部分附属设备。这些设备由永久母线LGB和LGC供电。由应急母线LHA和LHB供电。9LGI 和反应堆冷却剂泵。这些设备由机组母线LGA、LGD、LGELGF供电（10.21。部分附属设备。这些设备由永久母线LGB和LGC供电。由应急母线LHA和LHB供电。9LGI 中压交流母线、380V级低压交流母线外，还设置了220V级低压交流母线和230V、110V、48V等级的低压直流母线。L319GH90LHZ除外KLMNA4BC ——向380V低压系统的中压供电开关柜由按钮控制箱的插头插入中压开关柜的试验插 10.27所示，500kV12母线（GIS，通过架空线路引至500kV开关站；阳恩丙线阳恩乙线10.27500kV320 LGR LGR为辅助厂用电源系统，它的功能是在厂用工作电源故障停运时，为核电站提供连LGR系统不是主要的应急电源，但根据安全准则，它构成应急电源的第二外部电源， 220kV220kVGIS开关站（TD区域）当有必要时可短时停电，通过连接片的切换由一台变压器带两段6.8kV母线。1LGB之间的切换在主厂房内的LGB、LGC母线段上进行。的危害减至最小。电气保护包括主开关站和输电线路的保护（GEW、发电机和输电保护（GPA 321 双重化配置保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。GPA两个通322GPA5面保护柜，其中AB柜组成第一套GPA5面保护柜，其中AB柜组成第一套电气量保护；C柜和D柜组成第二套电气量保护；EGPAE柜的跳闸矩阵301UX（型号7UW50）和组合继电器301UR（型号7SJ683）实现。10.1列出了发电机和输电保护系统继电器在第一套电气量保护和第二套电气量保护 主变压器和厂变。这些保护动作后将跳开机组对应的500kV两个开关，并关闭汽轮机主汽GCBAB内GPA保护动作，此种故障较为严重，必须立即跳机、跳堆。LGBLGA1.5sLGB进线开关合上，这时LGB母线由辅变带。障所引起的GPA保护（如发电机90%定子接地保护）动作后不会引起高压开关跳闸。IIIIII类保护紧迫，多数由电网故障引起，要求以最短时间把10.1GPA3231234（主汽门不关闭（主汽门不关闭5（主汽门关闭（主汽门关闭3246789通过A通过A3246789通过A通过A厂变A厂变A厂用变A厂用变A厂用变低压侧A厂用变低压侧A厂用变低压侧D厂用变低压侧D3251主变压器重瓦斯23主变压器重瓦斯主变压器重瓦斯4主变压器压力释放56主变压器压力释放主变压器压力释放7主变压器突发压力动作89主变压器突发压力动作主变压器突发压力动作厂变A3251主变压器重瓦斯23主变压器重瓦斯主变压器重瓦斯4主变压器压力释放56主变压器压力释放主变压器压力释放7主变压器突发压力动作89主变压器突发压力动作主变压器突发压力动作厂变A厂变A厂用变A（闭锁有载调压、启动通风厂用变A（闭锁有载调压、启动通风厂用电A厂用电D厂用电A厂用电D厂变B厂变B厂用变B厂用变B厂用变低压侧E厂用变低压侧E厂用变低压侧F厂用变低压侧F厂用变B（闭锁有载调压、启动通风厂用变B（闭锁有载调压、启动通风326厂变A厂变A厂变A厂变A厂变A厂变A厂变B厂变B厂变B厂变B厂变B厂变B厂变B厂变B326厂变A厂变A厂变A厂变A厂变A厂变A厂变B厂变B厂变B厂变B厂变B厂变B厂变B厂变B厂变A厂变A厂变A厂变A厂变A厂变B厂变B厂变B厂变B厂变BLBA500KV厂变A差动保护厂变B差动保护24KV母线接地保护厂变A重瓦斯保护厂变B重瓦斯保护发电机90%接地厂用电A分支低频II段DII发电机低频I段厂用电A分支低频I段327328跳跳跳跳跳GCB⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙全停⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙全停⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙全停全停II⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙328跳跳跳跳跳GCB⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙全停⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙全停⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙全停全停II⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙全停全停⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙全停全停A/B差A/B复⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙全停全停全停全停⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙全停A/B重护⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙全停329跳跳跳跳跳⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙329跳跳跳跳跳⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙A/D分压II段A/D分II⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙330跳跳跳跳跳II⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙I⊙⊙⊙I段A/D分压I段A/D分I段厂用变A低压侧A⊙⊙⊙⊙⊙330跳跳跳跳跳II⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙I⊙⊙⊙I段A/D分压I段A/D分I段厂用变A低压侧A⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙⊙跳厂用变A低压侧D⊙跳B低压侧E⊙跳B低压侧F⊙跳 A/B及整体纵联差动保护。在上述设备发生相间和相对地100%接地保护。100%接地保护的基本原理是：100%定子接地保护探测通过发电机变压器20Hz低频交流电源的方法，与发生接地故障时产生的工频零序电压无关，可以探测包括发电机复合电压过流保护动作于全停II。331分为二段分为二段：如果发电机或系统的故障造成LGA、LGD电压下降，当下降到70%额定电4s延迟，跳汽机、励磁开Unf/n降低，此时二级保护（低频II段）动作：跳机、跳堆。 （0GEW） 主变压器，由500kV开关站向广东电网送电。500KV主开关站的控制时设在开关站电气综合楼(TB)东南侧的局部三层，开关站按无 332正确性不受CT饱和的影响。TT接引出线路的气室，第二级报警信号触发一个远动跳闸指令，使线路延时后跳本侧出线断路器二段保护信号跳对侧断路器 333500KV线路主保护和后备保护都允许单相跳闸和重合闸方式，并且还包含分段式的相——单相自动重合闸（相间故障三相跳闸时不允许重合闸(2)TT区内发生故障时，TT2当采用二侧电流差动保护方式且T区内发生故段差动保护动作仅跳开与出线T区有关的2个断路器，并在闭锁这2个断路器重合闸装置的同时启动断路器失灵保护。线末保334T AVRGEW系统的稳定性。每个不在使用复 P－Ｑ图。解释AVR原理框图。画出500kV开关站单线图。33511 11 核电站反应堆核燃料的裂变能中约有6–7%以裂变产物衰变的放射性辐射能形式释放 336 --它们是保证三道屏障完整性的根本使控制棒运动337----(液态或汽态)带到安事实上,正常运行时,少量的裂变产物元件包壳存在轻微裂纹的情况下)RC338这些系统有的由设备冷却系统（RRI）冷却，有的由辅助蒸汽系统(SVA)加热。RRI和这些系统有的由设备冷却系统（RRI）冷却，有的由辅助蒸汽系统(SVA)加热。RRI和——反应堆紧急停堆系统（对第一道屏障而言——稳压器安全阀（11.339RCP的冷却剂由RRA泵PTR泵蒸汽发生器（VVP，GCT，ARE和故障或事故工RIS的硼RCP的冷却剂由（REA+RCV）和RIS+PTR或地坑来RRA泵RIS泵蒸汽发生器（VVP，GCT，ARE和 电厂拆除过程中UU型管的用使U型管破损的可能性大为降低。通过对一次侧和二次侧冷却剂的化学品质控制，减少对U型管的化学腐蚀。U型管的泄漏率（如蒸汽管道的N-16，排污系统的γ监测等。340 1111000MW40000多根燃料元件，这些燃料元件的包壳就构成了核电站低于0.06%。34111.2.2.311.2.2.3342在核电站运行技术规范（Technicalspecification）中，为了监督三道屏障的完整性，定——非定量泄漏率小于230L/h。非定量泄漏认为是影响安全的。因为不能确认泄漏位1000MW核电机组的安全壳所承受的压力是根据假想的大破口失水事故或主蒸汽管道每10 （ALARA343ECP、采取行采取行发现偏预正常运ECP、采取行采取行发现偏预正常运报警报事事严重事11.344 ECS等 以下三道防线组成的，如图11.3和表11.2所示。 以下三道防线组成的，如图11.3和表11.2所示。11.8MPa.gRCP压力意外升高，则在16.45MPa.g时反应堆紧急停堆。 10-6次/堆年即可满足这两个风险114345剩余放事件的概率至少减少到堆芯严重损坏概