核电站主蒸汽系统.ppt

核电站主蒸汽系统,主蒸汽系统(MSS),1.1 系统功能1)主蒸汽输送主蒸汽系统将来自蒸汽发生器的蒸汽输送至主汽轮机系统(MTS)，在正常运行时为汽水分离再热器(MSR)提供二级再热蒸汽。也为辅助蒸汽系统及汽轮机轴封系统提供蒸汽汽源。2）汽轮机保护主蒸汽系统可以防止瞬态工况时给水加热器中的水或饱和蒸汽进入汽轮机。MSS通过合理地布置系统的管道及阀门位置，减少瞬态工况时传递至主汽轮机的能量，从而防止汽轮机的超速。,1.1 系统功能,3）蒸汽发生器隔离主蒸汽系统必须能够限制MSIV上游管线破口后蒸汽发生器蒸汽排放。上述功能也能实现在主蒸汽管线破口后自动中断蒸汽流量，或在蒸汽流量未中断的情况下将流量限制在各用户支管可接受的水平。4）输送汽轮机抽汽主蒸汽系统抽汽管线将汽轮机各级抽汽输送至相应的给水加热器，用于正常运行期间的凝结水和给水的加热。,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。,主蒸汽系统参数,主蒸汽系统参数,1.2.1 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，通过旁路系统直接排至凝汽器。主蒸汽系统与蒸汽发生器系统的分界在核岛的辅助厂房外墙处，两条DN1050(暂定)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。,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启动锅炉辅汽汽源的补充。汽机跳闸后采用主汽汽源维持除氧器压力。,主蒸汽至辅助蒸汽系统管道上的电动隔离阀、控制装置和控制阀设置在辅助蒸汽系统中。由于第5级抽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。,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，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。,1.2.4 输送汽轮机抽汽,采用七级回热加热器系统，设置四级低压加热器，一个除氧器和两级高压加热器。各级加热器由汽机的抽汽进行加热。第7级、第6级抽汽来自高压缸，分别向7号和6号高压加热器提供蒸汽。第5级抽汽来自冷再热管道并向除氧器提供蒸汽。第4、3、2、1级抽汽来自低压缸，并分别向4号、3号、2号和1号低压加热器提供蒸汽。1号和2号低压加热器位于凝汽器喉部。,供热水加热系统(VYS)蒸汽支管自去除氧器的第5级抽汽管接出。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将抽汽与VYS隔离，同时气动止回阀联锁关闭，防止VYS蒸汽倒流进入抽汽管道，汽轮机跳闸时联锁关闭。,去7号、6号高压加热器、除氧器、4号和3号低压加热器的抽汽管线均有气动止回阀和电动隔离阀。止回阀的主要功能是阻止突然降负荷时的蒸汽逆流，降低汽机超速的可能性。电动隔离阀的主要功能是防止加热器水位上升时造成汽轮机进水。止回阀和电动隔离阀均在汽机跳闸或在加热器高三水位时联锁关闭。在高三水位信号时自动停止通往加热器的逐级疏水，此时来自前一级加热器的逐级疏水通过其应急疏水管路至凝汽器。抽汽电动隔离阀执行机构动作的速度取决于从加热器高三水位到壳体满水的时间长短。,疏水系统,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、疏水和卸压系统(TDS)母管排至凝汽器。疏水系统设置由用于连续导出疏水的疏水器和用于自动疏水的气动疏水阀旁路组成。,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：保温效率 系统压降，随着机组的老化而增加 汽轮机中的机械和热力性能降低，随着设备的老化而增加 管道的几何形状，诸如弯管的数量和位置 蒸汽流速,及时排出管道內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。,（1）主蒸汽管道自动疏水,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。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）汽机旁路控制阀前连续疏水,汽机旁路控制阀入口低位点设置疏水管路。用于管道的连续疏水，防止汽机旁路控制阀上游积水。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。,（3）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。去7号和6号高压加热器、除氧器、4号和3号低压加热器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。去2号和1号低压加热器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。,1.2.6 保护汽机设置,汽轮机防进水保护是AP1000核电厂设计的一个重要考虑因素。提供这些保护措施以防止汽机损坏并提高机组可靠性和可利用率。在机组正常运行期间和瞬态工况时，通过防止加热器或抽汽管道的水进入汽轮机为其提供防进水保护。3号、4号低压加热器和6、7号高压加热器、除氧器需要为汽轮机提供防进水保护措施。抽汽管线中的电动隔离阀在机组瞬态工况时关闭以防止加热器水位上升导致汽轮机进水。位于凝汽器喉部的1号和2号低压加热器在抽汽管线中没有设置电动阀，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。,此外汽轮机防进水保护还通过主蒸汽、冷再热、汽轮机旁路和抽汽管线中的低点自动疏水系统来保障。这些系统(经由疏水器)连续排除在机组正常运行过程中收集的疏水，并在机组瞬态工况时(经由气动疏水阀)迅速排除多余的积水。对于3号、4号低压加热器和6号、7号高压加热器、除氧器提供汽轮机超速保护措施。抽汽管线中的气动止回阀在机组瞬态工况时关闭，以防止加热器及止回阀后管道蓄存的能量进入汽机。位于凝汽器喉部的1号和2号低压加热器在抽汽管道中没有气动止回阀。这些加热器中的蓄能有限几乎没有因逆流导致的汽轮机超速的可能性。,1.3设备描述,1.3.1 主蒸汽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。主蒸汽系统管道选择如下：主汽管道材料采用SA335 P11低合金钢(暂定)；旁路管道材料采用SA335 P11低合金钢(暂定)；抽汽管道在止回阀出口采用SA335 P22低合金钢(暂定)，止回阀前为TG供货商供货范围。,1.3.2 化学和防腐为保证蒸汽发生器内部件对介质铜离子含量的要求，主蒸汽系统部件中尽量不采用铜合金。pH值调节化学药品和除氧剂加入到凝结水和给水系统来控制二回路水化学。尽管未向MSS中加药，但在进入高压缸前的DNl050主蒸汽管中配备了取样点以检测系统的运行状态。,1.4 仪表和控制,1）疏水集管液位计在主蒸汽和抽汽疏水集管上配备液位测量仪表。对于各疏水集管，一个水位通道提供输入信号用于控制、报警和指示。安装在疏水集管上的一只水位变送器提供水位控制，用于排除来自该疏水集管的凝结水并通过降低汽机进水的可能性来支持电站运行。各水位变送器的量程涵盖相关疏水集管正常的水位控制范围。控制功能：水位变送器输出用于在疏水集管高水位时打开自动疏水阀，并在水位释放后关闭。报警功能：在疏水集管高水位时生成报警。报警功能提醒电站运行人员检查疏水系统中潜在的问题，以便按需采取校正措施。指示功能：向电站运行人员提供疏水集管水位指示，以便监控自动疏水系统运行，并在疏水系统处于非自动模式时监控疏水集管水位。,2）压力表,a高压缸上游MSS压力(PT1001/1002/1003)连接至主蒸汽平衡母管的三只压力变送器用于监控电站性能并向给水控制和蒸汽排放控制(汽机旁路)系统提供控制输入。指示功能：压力变送器PT1001/1002/1003向电站运行人员提供远程压力指示。,bMSR再热供汽压力(PT1007A/B)安装在MSR再热供汽气动调节阀(V1004A/B)后的压力测量信号向DDS提供用于监测电站性能的信号。控制功能：控制MSR二级再热器的加热蒸汽的压力。指示功能：向电站运行人员提供远程压力指示，用于电站性能在线监测，包括MSR性能。,达到给定汽机负荷时，抽汽管线和冷再热管线气动疏水阀置于自动运行模式。达到给定汽机负荷时，高压缸排汽压力大于除氧器压力。除氧器加热汽源从辅助蒸汽系统切换至主蒸汽系统，由第5级抽汽向除氧器供汽。达到给定汽机负荷时，汽轮机轴封蒸汽汽源从辅助蒸汽系统切换至主蒸汽。达到给定负荷时，MSR投运，具体运行见三菱相关文件(待定)。,机组正常带负荷运行期间，汽机旁路系统处于Tavg控制模式下运行，反应堆冷却剂平均温度与预设值之间的差值（再减去汽机负荷补偿）为旁排阀提供调节信号。机组正常运行时，除电站瞬态发生时，旁排阀保持在关闭位置。主蒸汽、冷再热和抽汽管线气动疏水阀处于自动模式。这些阀门在疏水集管中产生高水位时，自动打开阀门排放多余疏水，当水位下降时自动返回关闭位置。与气动疏水阀并联的疏水器通流能力可以满足正常满负荷运行时预期的疏水量。在机组带负荷运行过程中，抽汽电动阀处于自动模式，阀门保持开启状态直至收到阀门跳闸信号。,1.5.3 电厂冷却(100-0额定热功率),在大多数情况下，停机流程是启动过程的逆过程。在汽轮发电机组负荷降低至给定热功率(待定)时，汽轮发电机与电网脱开。在与电网脱开后汽轮发电机可继续带厂用电负荷。汽轮机旁路系统置于压力模式下。机组运行人员设定所需的反应堆冷却剂系统的冷却速率和反应堆冷却剂系统的目标冷却温度。控制系统通过上述条件自动调节旁排阀来冷却电厂直至正常余热排出系统(RNS)投运。,