核电站汽回路讲义
大家对100～107的学习已经结束，对单个的子系统都有了初步的了解，在以前的学习中我们了解到系统中每一个阀门的结构、功能、和操作方法；学习到了系统中的每个管道形状、布置和其实现的功能；每一个泵或风机的位置、特性及其运行参数。将这些设备连接在一起构成了一个独立的系统实现了其系统特有的功能，（即：以前的学习是对某一个单独的系统的学习，了解单个系统的流程、设备、组成和功能。知道了某一个系统在整个电站中其实现的功能以及系统中的某个设备出现故障后的现象和处理。）这些都是我们在以前“1”字头所学习的内容。但在“2”字头的学习中要将学习的重点加以转移，要侧重于系统和设备的逻辑控制、启停闭锁信号、系统与系统之间的接口和相互之间的关系、一个系统或设备的故障对其它系统的影响或出现某一个异常的现象来分析其可能的原因及解决办法等方面的学习。
现在就对汽回路（OJT203）为例将以前所学的知识串联的复习一下，汽回路的学习分为三部分来复习，蒸汽回路部分、发电机冷却回路部分、汽轮发电机组油回路部分来学习：
第一部分：蒸汽回路部分
前言：汽回路部分实质是热能转化为机械能的过程，饱和的核蒸汽在级内降温降压膨胀做功过程，其工作的原理基于朗肯循环，下图是常规火电厂和压水堆核电厂的郎肯循环：
火电厂朗肯循环核电厂朗肯循环
由上图可见，供汽轮机作功的蒸汽参数不同：火电厂的蒸汽是过热蒸汽；而压水堆通过蒸汽发生器产生的蒸所是饱和蒸汽。高压过热蒸汽比中压饱和蒸汽作功的能力强，热循环效率也高。因此，压水堆核电站汽轮机与常规火电站汽轮机有以下不同特点：
1）新蒸汽参数低，且多为饱和蒸汽；
2）新蒸汽参数在一定范围内变化，且随着功率的增加而降低；
3）理想焓降小，容积流量大，故在同样功率下汽轮机及其辅助设备、管路体积庞大；
4）汽轮机组通流部分积聚水分多，工况突变，水分闪蒸时，容易超速；
5）在蒸汽发生器传热管破裂或泄漏时，二回路系统就可能有放射性，故对其
排汽、排水要加强放射性监测，根据情况，适当处理。
大家知道，朗肯循环的热效率公式可表示为：
η = (H2-H3)/(H2-H4)
H2: 主蒸汽的比焓；
H3: 乏蒸汽的比焓；
H4: 冷凝水的比焓；
由热效率公式可知，通过提高初参数（增加主蒸汽的比焓）或降低终参数（降低乏蒸汽的比焓）都可以提高热效率。由于受材料和机械工艺的限制，我厂核蒸汽为76bar/219.4°C的饱和蒸汽；降低终参数，冷凝器的饱和压力越低（即真空度越高），即代表汽水循环的冷源温度越低，根据卡诺循环理论，循环效率会提高。但也不是真空度越高越好，因为真空继续提高使汽轮机末级余速损失增大，抵消了提高真空带来的效益，因此真空度有一个最佳值的问题。
由于核蒸汽做功的特点，我们在OJT203的蒸汽回路部分围绕两个问题进行讨论：
1）饱和蒸汽做功的疏水问题
2）凝汽器真空的控制和运行
蒸汽回路几个典型系统的疏水
汽回路部分实质是热能转化为机械能的过程，饱和的核蒸汽在级内降温降压膨胀做功过程，在蒸汽降温降压膨胀作功时，由于温度和压力的降低将有大量的蒸汽转化为水，蒸汽中含有水存在着较大的危害：
1）蒸汽在管道内都有部分冷凝，此冷凝水如不排走，会引起水锤冲击，损坏汽轮机的叶片。
2）核电站饱和蒸汽轮机在甩负荷时，由于汽轮机各缸之间有大量蒸汽及在延伸管道及汽水分离器、转子表面、汽机静止部件上凝结水膜的再沸腾和汽化而容易产生超速，因此设计上采取了如下措施：
①在汽水分离再热器后蒸汽进入低压缸之前的管道上装设专用的截止阀；
②缩小高低压缸之间的管道尺寸，即提高分缸压力，将汽水分离器和再热器联在一起；
③加装汽水分离再热系统，再次提高蒸汽参数以降低疏水。
④完善汽轮机和管道的疏水。
核蒸汽的主要用户及各自的疏水：
①主汽轮机供汽和疏水系统（GPV）；
②汽轮机轴封系统（CET）；
③应急汽轮发电机组（LLS）；
④汽水分离再热器系统（GSS）；
⑤蒸汽旁路系统（GCT）；
⑥两台主给水泵汽轮机（APP）；
⑦辅助给水泵汽轮机（ASG）；
⑧辅助蒸汽转换器（STR）；
⑨除氧器（ADG）；
VVP系统管道疏水：
VVP系统的疏水分为阀前和阀后两部分，其阀前疏水是靠VVP002BA来实现的，如下图所示：
VVP002BA主要接收主蒸汽隔离阀前的疏水
VVP002BA的运行方式：
①为防止空气进入主蒸汽管道，当反应堆冷却剂温度达到120℃时，开启VVP
主蒸汽隔离阀前疏水阀VVP130/131/132VV进行主蒸汽管道的疏水，当VVP002BA出现高液位报警时，主控室手动开启气动阀VVP163VV，使冷凝水通过VVP101BA排往SEK系统。（疏水的冷却是通过VVP101BA出口的温度调节VVP702VT来实现的）。
②当二回路中的压力达到20bar时,开启VVP163VV气动阀的旁路阀VVP165VV，
同时关闭VVP163VV，化验VVP002BA中的水合格后，开启疏水进入CEX冷凝器，关闭通过VVP101BA进入SEK的疏水。
③当反应堆在热停堆工况时（291.4℃，154bar）,开启VVP167VV，通过VVP002PU
使疏水进入CEX冷凝器，主蒸汽隔离阀旁路阀暖管使上下压力平衡后，开启主蒸汽隔离阀，关闭旁路阀。这时主蒸汽隔离阀前的疏水结束，关闭疏水阀VVP130/131/132VV。
在主蒸汽隔离阀关闭情况下，管系的疏水通过阀前疏水系统排出。管系的安装都带有一定的倾斜度，使疏水流向疏水点。当主蒸汽隔离阀开启后，其阀前疏水系统关闭，疏水通过隔离阀后在电气厂房通道内主蒸汽管上的最低的疏水管和蒸汽母管疏水系统排出。主蒸汽系统（VVP）蒸汽联箱的作用之一完成VVP系统在主蒸汽隔离阀开启后的疏水，联箱的其他功能是均衡汽轮机进口蒸汽压力、均衡三个蒸汽发生器内的压力以及将蒸汽分配至各部件和系统；联箱的疏水是靠VVP101/102/103/104PU以及其旁路的电动疏水阀联合来实现的，疏水器及电动阀的控制如下：
VVP疏水旁路电动阀开启的条件：
（电动阀没有停止信号且电动阀没有故障的前提条件下）
①疏水器PU水位高；
②电动阀在‘REMOTE’位置+主蒸汽管道的压力小于9bar时；
③电动阀在‘LOCAL’位置+就地电动开启。
VVP疏水阀旁路电动阀关闭的条件：
（电动阀没有停止信号且电动阀没有故障的前提条件下）
①电动阀在‘LOCAL’位置+就地电动关闭；
②电动阀在‘REMOTE’位置+主蒸汽管道的压力大于55bar之后20分钟+疏
水器PU水位不高5分钟后。
通过以上对疏水阀旁路电动阀开启和关闭的条件列举，可以看出：
在启动初期，当主蒸汽管道的压力小于55bar时，疏水阀旁路电动阀处于开启状态；在停运时，当主蒸汽管道的压力小于9bar时，疏水阀旁路电动阀处于开启状态，使疏水顺利的排出。
当疏水器水位高时，若不能及时排出，使水位上升到主蒸汽管道里，会引起水锤冲击损坏汽轮机高压缸的叶片。当疏水器水位高时，电动阀不能自动开启进行疏水时，现场运行人员应该到现场将电动阀置‘LOCAL’位置同时就地电动开启，当高水位消失后，将电动阀置‘REMOTE’位置即可。
由于疏水阀旁路电动阀在主蒸汽管道压力大于55bar后才会关闭，这样就造成在启动初期进行VVP的暖管过程中，暖管速度很慢，大量的蒸汽通过旁路阀排出，因此当在暖管时，当主蒸汽管道的压力大于9bar后，将疏水阀旁路电动阀手动关闭，再置为‘REMOTE’位置，就可以避免此种情况；这种方式不会影响疏
水阀旁路电动阀的功能，还提高了启动速度。
主汽轮机高压缸的疏水：
GRE003VV GRE004VV
进汽管道的疏水是通过4个带有旁路电动阀的疏水器101PU/201PU/301PU/401PU 组成，疏水器的电动旁路阀由汽机负荷自动控制。
①当负荷低于30％时，电动旁路阀自动开启，若有一个阀门不能自动开启则主控室出现报警，可现场手动开启。
②当负荷高于30％时，电动旁路阀自动关闭。如果有一个阀门不能自动关闭，可根据报警现场手动关闭，并写申请检查控制回路。如果这时又出现水位高的情况，它们可手动开启直到高液位消除后手动关闭。
排气管道的疏水是直接流入GSS的联合疏水箱130/203BA中，利用GSS系统的疏水系统实现（详见GSS系统疏水）。
汽水分离再热器系统（GSS）的疏水：
设置汽水分离再热器的目的是改善低压缸的工作条件，同时也提高了热力循
环的效率。其主要的功能是去除高压缸排汽中98%的水分，防止或减少湿蒸汽对
低压缸部件的腐蚀和侵蚀；同时提高进入低压缸蒸汽的温度，使其有一定的过热
度。
以GSS A列为例来说明高压缸的乏汽被提高参数和疏水的，如下图所示：
GPV
APP AHP CEX AHP
CEX
高压缸的排气沿8根管道以每4根一组分别进入2台汽水分离再热器，高压缸的排气沿
4根管道进入桶体后首先由下部进入汽水分离器。分离器入口有一块分配板，由波纹板组成
的汽水分离器组件，经过波纹板分离器分离出来的水经过泄水水槽和泄水管导入GSS 本体
疏水箱140BA ，140BA 的疏水直接流入接受GPV 疏水的GSS130BA 中。正常情况下130BA
中的水是通过疏水泵泵入到ADG 除氧器中，在正常疏水不可用时可通过两列应急疏水到
CEX,如下图所示（以GSS130BA 为例）：
114VL ADG
正常疏水切到应急疏水操作：
①现场确认GSS103/115/113/114VL 供气压力正常，中性点设置正确。
②现场核对GSS130BA 水位为正常值，且水位控制器的MV （实测水位）和DV （整
定水位）一致。同时核对GSS103/113/114VL 处于“AUTO ”。
③通知主控，开始GSS130BA 疏水切换。
④在现场控制盘上，将GSS103VL放手动，保持GSS113/114VL处于“AUTO”。十分缓慢的关小（点动调节器）GSS103VL，这时GSS130BA水位会缓慢上涨。
⑤当GSS130BA的水位上升到接近113VL开启定值时，核对GSS113VL开启，并参与水位调节。此时，等待水位稳定，确认应急疏水阀的调节性能完好。
⑥继续关小GSS103VL，直到该阀全关，核对水位在应急疏水阀的调节范围内，且稳定。继续观察数分钟，确认应急疏水阀工作正常。
⑦通知主控，切换操作已完成。
⑧注意当应急疏水系统故障时，应停止操作，返回原疏水方式。
应急疏水切到正常疏水操作：
①现场确认GSS103/115/113/114VL供气压力正常，中性点设置正确。
②现场核对GSS130BA水位稳定，泵以再循环方式运行，应急疏水阀调节良好，且水位控制器的MV（实测水位）和DV（整定水位）一致。同时核对GSS113/114VL 处于“AUTO”。
③通知主控，开始GSS130BA疏水切换。
④在现场控制盘上，将GSS103VL放手动，保持GSS113/114VL处于“AUTO”。缓慢的开大（点动调节器）GSS103VL，这时GSS130BA水位会缓慢下降,GSS113VL 会自动缓慢关小。
⑤继续缓慢开大GSS103VL，当GSS130BA的水位下降时，核对GSS113VL慢慢全关，监视GSS130BA水位下降速率，当130BA的MV值（实侧值）缓慢下降接近DV（整定值）时，将GSS103VL置自动。确认GSS103VL调节性能完好。
⑥通知主控，切换操作已完成。
注意事项：
①切换之前做好风险分析，如GSS130/230BA水位高高跳机；低低水位跳泵；GSS110BA/120BA水位低关闭出口阀；高高水位关闭抽汽阀门。
②疏水阀手动操作时要缓慢，调节幅度要小，并等待水位稳定后再继续调节；
③切换完成后要继续观察数分钟后再离开。
④紧急情况时要及时手动干预。
GSS的再热功能由两个加热器（抽汽和新蒸汽再热器加热）来完成，抽汽再热器的加热汽源来自高压缸第一级抽汽(高压缸后流道第二级后)，来自VVP加热汽源作为低负荷时的备用，机组负荷小于35%MCR且抽汽再热器管板温度大于130℃时投入。新蒸汽再热器的加热汽源来自VVP。加热后的冷凝水分别流入GSS120/110BA中，正常情况时通过控制阀112VL/108VL将疏水可控的排往AHP601BA/701BA;在高加隔离或正常疏水控制回路故障时，可通过应急疏水阀可控的将疏水排往CEX.
为了保证确保GSS再热器各根“U”型管上、下管段温差小于30℃，系统设
计了GSS排气系统，其运行方式如下：
排汽系统设计容量为18%，由15%排汽管线和3%排汽管线组成。其中3%排汽管线分为两路：一路3%排向AHP，一路3%排向CEX，这两路互为闭锁。
①在机组负荷高于75%时，排向AHP 的3%排汽管线运行；
②当机组负荷低于70%，排向CEX的15%排汽管线和排向AHP的3%排汽管线
运行；
③当高加隔离，排向AHP的3%排汽管线退出，排向CEX的3%排汽管线投运。
GSS抽汽再热器和新蒸汽再热器隔离将①机组效率下降；②进入低压缸蒸汽参数下降，湿度增加，冲蚀低压缸零部件。因此对两加热器的隔离作了如下限制：
①抽汽及新蒸汽再热器不能同时隔；
②但两台并联的新蒸汽或抽汽再热器可同时隔离；
③隔离新蒸汽再热器累计时间不得超过1年；
④隔离GSS抽汽再热器或新蒸汽再热器只有当汽机运行期间或任何稳定工况下进行。
ASG系统的暖机和疏水：
ASG003PO正常运行处于备用状态，ASG137/138VV正常为关闭状态，小汽机的暖机是通过004DI引入少量蒸汽进行（注：引入的蒸汽量应不造成汽机转动），防止启动时对设备造成冲击和损害。
001ZE137VV
ASG蒸汽管道最低点疏水器的改型后的简图
二核取消了疏水器，采用节流孔板，节流孔板去除了机械操作机构，结构简单可靠。通过该多级节流孔板装置将凝结水连续排出，大大减少了故障的几率。
可以采用以下方法判断汽轮机暖机是否正常：
1）引入蒸汽量应不造成小汽机反转；
2）汽轮机房间外的乏汽排气口有少量蒸汽冒出；
3）现场用手触摸气缸和002ZE的温度感知，暖机正常时，002ZE的温度
很高；
4）现场触摸软管的温度感知，暖机正常时，软管交烫手；
5）通过排往RPE015PS的疏水流量是否正常来判断；
如上图所知，暖机回路也承担着疏水的功能，反之，如疏水不畅将直接影响到暖机效果。进汽管道疏水通过004DI排至002ZE;汽机与排汽管道的疏水直接进入002ZE。002ZE收集的疏水经SEP水冷却后排至RPE015PS，最后被送到TEU地板废水储存罐TEU003/004BA中。
判断疏水是否正确的方法有：
001ZE疏水判断：
①水位高时，主控发出报警（ASG077AA/ASG087EC）
②疏水不畅时，001ZE的水长时间积聚，会导致其表面温度下降；
③通过暖机情况判断：001ZE疏水不畅时，无暖机蒸汽；
汽机疏水（001TC）
①用手摸汽机疏水管（可从图中的A点处摸，靠近汽机进汽口下面的一根小管）的温度，疏水正常时交热；
②用手触摸进入ASG002ZE的管道（图中B点所在的管）疏水正常时管道交热，若疏水不畅是疏水管道及汽机积水，则时间长后管道温度会下降很多；
③观察汽机周围有无异常水迹，汽缸有无渗水现象；
此外，可通过RPE015PS的来水情况判断，若疏水量减少或疏水温度降低则可能疏水不畅。
CET系统的疏水：
CET系统的疏水分为两步分，一部分是CET轴封冷却冷却器的冷凝水，另一部分为轴封供气管线上汽水分离器的疏水，如图所示：
轴封冷却器的凝结水通过一根气压计式的管段排入大气疏水箱CET001BA，然后送往主冷凝器。它是由大气疏水箱的水位信号来控制的。
①当水位高时，自动打开疏水控制阀016VL，凝结水排向主冷凝器，水位低
时，该阀自动关闭，以免主冷凝器进汽。
②如果水位持续下降，001SN将发低低水位报警，自动关闭016VL。当水位
高到一定程度时，会通过溢流管线直接排向SEK。
轴封供汽管线上的疏水的收集是通过轴封供汽管线的汽水分离器来实现的，并把疏水排向CEX.疏水控制阀CEX008VL驱动机构的隔膜一侧直接连接至凝汽
器，由凝汽器的真空控制：
①当凝汽器真空大于660mbar.a时，凝汽器的压力克服弹簧的作用力自动开
启；
②当真空小于660mbar.a时弹簧力使阀门自动关闭；
这样设置的目定在于：由于CET压力较低，当凝汽器真空较高时，孔板两侧的压差较小，可能造成分离器疏水不畅，故在凝汽器真空高时，直接开启旁路阀
008VL保证分离器的疏水畅通。008VL关闭时，疏水经过孔板CET006DI排向凝汽
器。
凝汽器真空的实现
冷凝器真空降影响着汽机经济运行及机组的安全，若凝汽器的真空低带来的影响主要表现在以下几方面：
(1) ①汽轮机排汽压力、温度升高，蒸汽在机内的可用焓降减少，蒸汽在冷凝器
中的冷源损失增大，机组效率下降，机组出力减少。
②真空降低，要维持负荷不变，蒸汽流量增加，引起末级叶片过负荷，轴向
推力增加，推力瓦温度升高，有可能烧毁推力瓦。
③若真空下降，排汽温度上升，使汽缸及轴承座等部件受热膨胀引起机组中
心偏移，可能发生振动。
④排汽温度升高，使冷凝器的循环冷却水管胀口松驰。
⑤ 排汽的体积流量减速少，不利于末级叶片工作。
但冷凝器的真空度是不是越高越好。虽然冷凝器的饱和压力越低（即真空度越高），即代表汽水循环的冷源温度越低，根据卡诺循环理论，循环效率会提高。
但也不是真空度越高越好，因为真空继续提高使汽轮机末级余速损失增大，抵消
了提高真空带来的效益，因此真空度应设定为一个最佳值。凝汽器真空的实现依
靠CVI/CET以及CRF等系统联合将凝汽器的真空控制在50mbar的最佳值，为了防止
由于凝汽器真空问题给机组带来的危害，系统在凝汽器不同的真空限制时设定了
不同的报警、保护和动作：
①机组启动提升真空时，三台真空泵同时运行，可在20分钟内将凝汽器从大
气压力抽至300mbar.a，当凝汽器压力达到190mbar.a时，选定的真空泵继续运行，
另外两台停运，转为备用。
②机组正常运行时凝汽器的真空维持在50mbar.a左右。
③当凝汽器的真空达到235mbar.a时，出现凝汽器故障信号；
④冷凝器真空低使汽轮机脱扣的整定值取决于汽机负荷的大小。
最低负荷时脱扣值为200mbar.a，满负荷时的脱扣值为320mbar.a。在功率范围内的变化呈线性关系，如图所示。
⑤冷凝器低真空报警值取决于汽机负荷的大小。
报警值为224mbar.a，在功率范围内的变化呈
线性关系，如图所示。
⑥当冷凝器压力升高至500mbar.a以上时，冷
凝器不可用，即冷凝器蒸汽排放系统不能投入。
正常运行时冷凝器真空的建立主要靠蒸汽的冷凝形成，并靠CVI泵抽出冷凝器内的不凝结气体。在启动的初始阶段靠CVI泵来抽真空。
建立真空的条件：
①循环水系统投入；
②将抽气系统中的所有阀门放到正确的位置；
③汽水分离箱和液环式真空泵充水至正常水位；
④使辅助冷却水通过密封密封水冷却器再循环；
⑤汽机轴封系统CET已投入；
⑥真空泵可用；
⑦凝结水泵投入运行。
因此现场在启动真空泵时要进行以下检查：
①CVI泵电源已送上；
②系统在线正确；
③汽水分离箱的水位在中间位置；
④真空泵的前后轴承油位正常等等；
⑤真空泵加热器投入正常。
真空泵由两级组成，在刚开始抽真空时，只是第一级工作，当冷凝器的真空达到一定的值后，两级同时工作，这是由真空泵一二级之间的逆止阀来实现的。
启动提升真空时，三台真空泵同时运行，可在20分钟内冷凝器从大气压抽至300mbar.a。当冷凝器压力达到190mbar.a，选定的真空泵继续运行，另外两台泵停运转为备用。
在正常运行情况下，只用一台真空泵就可保持冷凝器真空。其它真空泵处于备用状态。
在出现下列情况下将引起真空泵跳泵：
①出口隔离阀关闭；
②真空泵启动60s后出口隔离阀未开（延时5s）；
③密封水流量低；
④密封水泵启动10s后，轴封水流量低；
⑤密封水箱水位低；
⑥汽轮机转速降至2000rpm由主控室按钮停运；
⑦冷凝器真空≤190mbar时，运行中的备用真空泵自动停运。
在正常运行中凝汽器的真空并不固定不变的，而是随诸多因素的变化而变化的，影响冷凝器真空的因素主要有一下一些：
①海水温度；
②冷却水的流量（或温升）；
③冷凝器的传热系数（冷热侧温差）；
④CVI系统不可凝气体的抽出程度（真空泵的运行状况）；
⑤真空系统阀门的密闭性；
⑥CET/AET系统的运行状况；
⑦进入冷凝器的蒸汽排量。
当凝汽器真空降低后要进行凝汽器真空低查找，查找方法如下：
①主控检查汽机没有升功率或超负荷运行；
②主控检查循环水泵没有跳闸、CRF系统的虹吸破坏阀没有开启；
③主控检查CVI真空泵的运行情况，正常为一台运行，压力低时，备用泵应启动；
④检查CET/AET系统的运行情况：CET系统轴封蒸汽母管压力是否正常，压力低时，可能是从SVA或VVP来的阀门001VV或002VV被关闭；也有可能时压力
控制器的故障。
⑤检查真空泵的运行情况：密封水箱的水位、密封水泵的运行情况
⑥检查循环水系统的运行情况，
⑦冷凝器、CVI抽气管线有没
有向内漏气现象。
在进行上述的情况判断后如不
能排出真空异常的原因后，当凝汽器
的压力大于100mbar.a时可按以下思
路进行凝汽器真空异常的查找：
空气可以从凝汽器的汽侧空间漏
入，也可以从凝汽器的水侧空间漏入，
当从水侧漏入时，由于空气与凝结水直
接接触，凝结水泵出口的氧含量会大幅
度增加，而从汽侧漏入时，由于有CVI
的抽气，其氧含量增加的幅度相对较
小，故差漏时，先看凝结水泵出口的氧
含量，若大于100ppb，则重点进行CEX
则可能是汽侧泄漏或凝汽器的污垢系数较大，这时可测量真空泵总的抽气量，若抽气量大于80立方米/小时，则重点进行凝汽器的汽侧差漏，否则有OPT进行CRF效率试验。
第二部分：发电机冷却回路部分
众所周知，发电机是核电站最重要的设备之一，发电机运行的好坏对电站的安全与经济有着直接的影响，为安全运行、减少故障和早期预报警发电机除了设置了诸多保护监测装置外，还设置了许多辅助保护系统，如氢（GRV）、水（GST/GRH）、油（GHE）等系统，这些辅助保护系统为发电机组的安全运行提供保障，下面对这几个辅助系统进行简单介绍：
1.GRV系统：
1.1.系统概述：
GRV系统由SHY提供氢气，SGZ提供CO2，SAT提供空气，保证发电机在不同状况的需求，大修时为避免氢氧混合确保安全，通过以CO2为中间介质，使发电机内的H2和空气安全置换。正常运行时维持发电机内氢气压力和纯度。连续监测纯度和露点以保证它们的在可接受的范围内。
1.2.基本组成及相关操作：
1.2.1.一个干燥器（GRV001DS）：
1.2.1.1.干燥器基本原理
干燥器是全自动、连续工作、自行再生的双室型干燥器，用于连续地进行气体干燥处理，同时监视其出口处的氢气湿度，以保持发电机内的氢气处于干燥状态。GRV001DS有两个竖直的腔室，采用的是矾土干燥剂。在干燥一段时间后，干燥剂饱和失效，因此需要用一股干燥氢气吹扫干燥剂吸收水分，然后这股气流进入分离器去除其携带的水份，我们称之为再生。当01DS的一个腔室干燥发电机内氢气时，另一个腔室则进行再生。干燥器可以由手动和自动控制（由GRV02AR 上的01CC进行切换），正常运行时在自动运行状态。在干燥器自动运行中，再生腔室先加热40分钟，再冷却80分钟，2小时后两个腔室状态切换一次。发电机运行时H2是由发电机转子风扇带动循环，当发电机转速低于2000rpm时，GRV001CO由转速开关自动启动进行H2循环（也可在GRV002AR上手动启动）。分离器排出的水进入GRV002BA凝结水箱。
注：具体运行可参见2001年版《现场操作指南》C-GRV-001。
1.2.1.2.运行监测及相关操作
1.2.1.2.1.干燥器干燥剂容器A/B的温度高
正常运行时干燥器干燥剂容器A/B的温度小于550℃，当干燥器的干燥剂容器A/B 温度大于550℃时，由GRV001/002MT发出报警，在主控出现GRV006AA，在GRV002AR上出现GRV017/018AA。
故障原因：气体干燥器GRV001DS可鼓风机GRV001CO故障，导致干燥剂容器A/B 的加热原件在无气体通过的情况下通电。
后果：若温度继续升高，气体干燥器的干燥剂可能损坏。
实施操作：
在气体控制盘GRV002AR上置GRV001CC于“LOCAL”位置（选择氢气干燥器为就地控制），按下按钮GRV003TO和GRV005TO确保两个加热器都断电
如果汽轮发电机已停运，增压鼓风机应在运行，否则查找原因
要求维修人员进行故障检查维修
1.2.1.2.2.干燥器凝结水箱水位高
GRV02BA的水位由GRV001LN/S监测控制，当GRV002BA的水位达到FULL时，GRV001LN/S发出报警，在GRV002AR上有GRV007AA报警，同时主控有GRV006AA “发电机氢气系统泄漏故障”。
故障原因：气体干燥器GRV001DS的凝结水箱GRV002BA积水
后果：若GRV002BA水箱水位继续上升，上升到进口及再生分离器处，将堵塞干燥气流或使得再生干燥器无法再生，从而降低干燥能力，甚至导致干燥器失效。
实施操作：
这可以通过给凝结水箱疏水解决，具体步骤：
关闭再生分离器疏水隔离阀GRV017VK；
检查入口分离器疏水隔离阀GRV016VK在关闭位置（正常运行位置）；
小心开启气体干燥器凝结水箱的疏水隔离阀GRV015VK，同时密切监视气体干燥器凝结水箱水位指示器GRV001VL/S，直至指示器读数为1/2满刻度；
关闭气体干燥器凝结水箱隔离阀GRV015VK；
开启再生分离器疏水隔离阀GRV017VK。
注意：防止任何氢气逸出。另外需关注的是凝结水箱的水位计GRV001LN/S可能会因为故障一直指示在零水位处而影响凝结水位的判断。
1.2.1.2.3.大修时退出GRV干燥器
干燥器停运: 核实发电机转子处于静止状态、CO2和空气可供使用、发电机机壳内充满了额定压力下的氢气、U形管分别接在氢气和CO2的管线上，007VY处于关闭。停止001DS和001CO，并隔离氢气。标定002MG，将001VJ放到充CO2的位置上。发电机、计量筒、供氢管线、干燥器等降压。对发电机、排H2管线，充H2管线，泄漏探测器，干燥器，增压风机，计量筒，GHE油箱进行CO2对H2的吹扫，直至含氢量降到10%.隔防CO2气源，使管子降压。进行空气对CO2的吹扫，吹扫时监测CO2中的空气纯度，达到95%时，继续吹扫24小时。最后关闭003VA并使机身压力降至大气压。
1.2.1.2.4.GRV干燥器隔离前的吹扫
1)关闭GRV019/020VY以便GRV干燥器与发电机中的氢气隔离。断开GRV001CO
的电源（GRV021/022/023FU）。
2)由静机在GRV005VJ与GRV010VG（F4）接好临时软管，最好在临时软管上装
有减压阀以便吹扫时控制CO2的压力，防止GRV011VG动作，如果没有减压阀则利用GRV005VJ半开进行调节，保证GRV012LP不超过3.5巴
3)由静机拆开GRV043VY的堵板,微微开启GRV043VY进行泄压,直到GRV012LP
为2巴左右.
4)开启GRV010VG/039VY,选择GRV002/003DS中的一个运行,方法是将GRV001CC
打到手动,由停运/运行按钮选择其中一个DS运行.如先用GRV002DS则GRV034/030VY开启,CO2经GRV001CO/002DS/002ZE进行吹扫.在GRV043VY处由工业安全人员测氢气含量直到氢气含量合格.然后切换到GRV003DS运行,再次吹扫到氢气含量合格.
5)开启GRV017/015VK进行吹扫GRV001ZE.由于GRV015VK在地沟里,吹扫不能太
快以便氢气能充分扩散.由工业安全人员测氢气含量直到氢气含量合格.关闭GRV017VK,打开GRV016VK对GRV002ZE下部到GRV016VK之间的管道进行吹扫.
6)为保证吹扫充分,打开GRV010/022VJ,经排氢管道排到汽机厂房屋顶,在
GRV826VY处接上快速接头,打开GRV826VY进行测氢气含量,如果无法测量,可在排气口处测氢气含量直到合格.
7)吹扫过程中应监视发电机的氢气压力,防止GRV019/020VY关闭不严引起氢压
下降.
1.2.1.2.5.投入GRV干燥器
干燥器的运行方式：GRV001CC打在“AUTO”位置。
干燥器的启动条件：核实发电机转子处于静止状态、机壳在大气状态下、GHE系统可用、SHY和SGZ可供使用、GRV仪表可以运行、U形管与SAT相连。
先进行CO2吹扫空气：
标定002MG（用纯CO2）；
吹扫发电机和通向003AR的CO2管道，直至空气含量降至30%纯度。
再对氢气充气管，泄漏探测器、干燥器、鼓风机、放气管和计量筒进行吹扫。
再进行H2吹扫CO2，吹扫部分与上述相同，直至CO2中含H2但超过90%。
进行机壳内压力升压，注意密封油与H2之间的压差在1.4bar，最后机壳压力由011VY控制，设备都设自动。
1.2.2.二个“U”形管：
发电机的气体供应管线设有两个U形管，正常运行时一个供H2气源用（002-20），另一个供CO2用（026-20），这两个U型管的半径不同，以保证它们不能互换。当发电机为了维修而要充灌空气时，这两个“U”型管同时转换到空气供应管线上，这样就在机械上保证H2和空气可靠隔离。
1.2.3.三个MG：
1.2.3.1.GRV001MG：
001MG为发电机铁芯监测器，提供发电机铁芯绝缘过热的早期警告，001MG 由气体室和主控制屏组成，取样气体由转子风机压差驱动取自发电机经监测器后返回发电机，发电机在线时即投入，正常显示值为0，当≥30％时发出报警。
1.2.3.2.GRV002MG：
纯度计002MG机械部分位于GRV001AR内。002MG按0—100%的全刻度进行标定，用于吹扫时气体纯度的监测（CO2中的H2或空气，视吹扫而定）。他们的显示在002AR上，取样流量可调，并在001IC（01AR）上显示。机组启动阶段用CO2置换空气前投入002MG，机壳内压力≥0.6bar.g时，将002MG置于位置“3”测量CO2中的空气含量，初始显示100％，当显示值≤30％后停止CO2置换空气；用H2置换CO2前，将002MG至于位置“2”，测量CO2中的H2含量，直到显示值
≥90％且油/水压差约1.4 bar时退出；停机阶段用CO2吹扫H2时，将002MG 投运，并选择到位置“2”，测量CO2中的H2含量，当显示值≤10％后停止CO2置换H2；在用空气置换CO2前，将002MG置于位置“3”，测量CO2中的空气含量，当显示值≥95％后停止控制吹扫CO2，开启排放阀使机壳压力降至大气压。
1.2.3.3.GRV003MG：
003MG按85%-100%的全刻度进行标定，用于正常运行时监测壳内气体纯度。正常运行时，要求发电机内的H2纯度≥98％，当H2纯度≤95％时发出报警，在主控室出现GRV006AA，在GRV002AR上出现GRV021AA。
H2纯度下降的原因可能是：
密封油系统故障
发电机CO2供气阀内漏；
由BOP氢气生产和分配系统SHY来的发电机补给H2纯度低。
需要采取以下操作：
按密封油系统GHE出现的任何持续报警信号（特别是发电机密封油氢侧/空侧压差异常报警信号GHE027AA）进行处理
如果怀疑CO2供气阀内漏，要求维修人员进行故障检查；
请化学科对发电机补给H2纯度进行检测，若纯度不合格，迅速采取措施以确保H2生产和分配系统SHY运行良好。
只要认为供给发电机的H2纯度合格，则可在气体控制盘GRV001/002AR上实施充排H2操作，净化以电机内H2以提高纯度：
—缓慢开启主排气隔离阀GRV002VJ降低机壳内的氢压到4.8bar.g（004LP）
—关闭GRV002VJ
—缓慢开启机壳氢压调节阀的旁路隔离阀GRV007VY充入干燥氢气，直到机壳内氢压上升到正常值（5bar.g/004LP）
—关闭GRV007VY
—重复以上操作直到发电机内氢气纯度全格（GRV004ID显示≥98％）
注：GRV007VY为“一字型”手柄阀，该阀存在30%左右的死区，充氢时该阀大概处于40%开度，切不可将该阀开得过大，这样发电机内的氢压升压过快，可能导致密封油系统的直流电动泵GHE003PO的启动，以前曾有过类似事件发生（具体原因见后描述）。
1.2.4.四个湿度计：
GRV系统有两个湿度计01MZ和02MZ，加上GEX03MZ，GEX04MZ共四个湿度计，分别对干燥器出口，发电机壳内，励磁机空气和励磁机环境外气体露点进行监测。
002AR内有一台微处理机不断扫描上述湿度计，可以在GRV002AR上的GRV003ID 观察到上述四点的露点（露点的含义：某种气体中蒸汽分压所对应的饱和温度）。
各湿度计的监测对象及报警值：
001MZ监测气体干燥器出口露点，报警值为-10℃；正常值约为℃。
002MZ监测发电机氢冷却剂的露点，报警值为+10℃；正常值约为℃
003/004MZ监测励磁机的空气露点。
1.2.5.五个液体泄漏探测器（001-05CW）：
在发电机的两端和中央及励磁机两端的低处有放水管与机壳相连。这些放水管与液体泄漏探测器（01-05CW）相接，内有液位开关（01-05SN），用于启动报警。当油或水积聚在液体泄漏探测器时，由相应的SN发出报警在主控出现GRV006AA，在GRV002AR上也会出现相关的报警（详见下表），此时要立即响应，查找原因。下面以01SN触发报警为例进行说明：
原因：
a发电机内部定子绕组或氢气冷却器漏水
b发电机密封／密封油系统故障
c发电机机壳内氢气湿度高
后果：
由于受潮引起的电气故障可能损坏发电机
油可能污染定子绕组而引起电气故障
由于受潮引起的电气故障强能损坏发电机
操作:
关闭发电机前端液体泄漏探测器GRV001CW的入口隔离阀GRV001VK和排气隔离阀GRV026VY，开启疏水隔离阀GRV004VK，将液体泄漏探测器内的液体排出
警告：不要让氢气逸出，所排液体中含有饱和氢气
关闭疏水隔离阀GRV004VK
开启入口隔离阀GRV001VK和排气隔离阀GRV026VY
确认报警已清除
检查所排液体的液量并检查该液体是油还是水
如有必要检查故障的同时继续排放液体泄漏探测器内的液体
如果定子冷却水出口流量低（GST025AA）和／或氢气向定子冷却水泄漏量高
（GST037AA）这两个报警同时出现或此后不久也出现，则表明泄漏较大，必须立即实施以下的操作：
发电机降负荷—GRE上位机
切开发电机出口开关—GSY001TL
切除励磁—GEX504TO
停运定子冷却水泵—GST002／003TO／006TL
隔离通向发电机的水—关闭GST029／030VN
停运汽轮发电机组—GSE001TO
即使未出现其他报警，任何发电机内部水泄漏都可能引起严重的后果，因此除非有绝对的需要，发电机不应在该状态下继续再运行
参见《汽机的正常降负荷和停机》GS3运行程序
处理密封油系统GHE出现的任何持续报警，特别是密封油氢气侧排油溢流报警GHE029AA和发电机密封油／氢气压差异常报警GHE016AA
处理发电机机壳内氢气湿度高报警GRV017EC
1.2.6.五个控制柜：
1.2.6.1.001AR——就地氢气供应控制柜，设在汽机厂房0M；
该柜内装有氢计量筒（GRV001BA）和大部分控制阀门。GRV001BA与氢气源相连接，带有气动操作机械连接的进出口阀GRV009VY和GRV010VY。当GRV006SP监测到GRV001BA内压力低（6bar.g）时，进口阀GRV009VY开启，出口阀GRV010VY 则关闭，为GRV001BA充氢；当GRV006SP监测到GRV001BA内压力高（8.5bar.g）时，进口阀GRV009VY关闭，出口阀GRV010VY则开启。与此同时，装在GRV002AR 内的计数器GRV001QM动作一次，记录GRV001BA为发电机充氢一次。计量筒下游装有一个压力调节器GRV011VY，它将GRV001BA出口压力降到发电机所要求的压力，该阀门经过整定，使机身的运行压力保持在6bar.g
SHY
氢气计量筒的简图
1．设计目的和要求 本课程设计是学生在学习《核电站系统及运行》课程后的一次综合训练，是实践教学的一个重要环节。通过课程设计使学生进一步巩固、加深所学的理论知识并有所扩展；学习并掌握压水堆核电厂二回路热力系统拟定与热平衡计算的方法和基本步骤；锻炼提高运算、制图和计算机应用等基本技能；增强工程概念，培养学生对工程技术问题的严肃、认真和负责态度。 通过课程设计应达到以下要求： （1）了解、学习核电厂热力系统规划、设计的一般途径和方案论证、优选的原则； （2）掌握核电厂原则性热力系统计算和核电厂热经济性指标计算的内容和方法； （3）提高计算机绘图、制表、数据处理的能力； （4）培养学生查阅资料、合理选择和分析数据的能力，掌握工程设计说明书撰写的基本原则。 2．任务和内容 本课程设计的主要任务，是根据设计的要求，拟定压水堆核电厂二回路热力系统原则方案，并完成该方案在满功率工况下的热平衡计算。 本课程设计的主要内容包括： （1）确定二回路热力系统的形式和配置方式； （2）根据总体需求和热工约束条件确定热力系统的主要热工参数； （3）依据计算原始资料，进行原则性热力系统的热平衡计算，确定计算负荷工况下各部分汽水流量及其参数、发电量、供热量及全厂性的热经济指标； （4）编制课程设计说明书，绘制原则性热力系统图。
3．热力系统原则方案确定方法 3.1 热力系统原则方案 电站原则性热力系统表明能量转换与利用的基本过程，反映了发电厂动力循环中工质的基本流程、能量转换与利用过程的完善程度。为了提高热经济性，压水堆核电厂二回路热力系统普遍采用包含再热循环、回热循环的饱和蒸汽朗肯循环，其典型的热力系统组成如图1所示。 图1 典型压水堆核电厂二回路热力系统原理流程图 3.1.1 汽轮机组 压水堆核电厂汽轮机一般使用低参数的饱和蒸汽，汽轮机由一个高压缸、2~3个低压缸组成，高压缸、低压缸之间需要设置外置式汽水分离器。高压缸发出整个机组功率的40%~50%，低压缸发出整个机组功率的50%~60%。最佳分缸压力=（0.1~0.15）蒸汽初压。
核电站三回路 易琳，戴天毅，张建涛 （中广核工程有限公司，深圳2010） 摘要：系统阐述核电站三回路的文章很少，本文以CPR1000核电机组为背景，围绕单台机组的三回路流程图，系统地介绍了三回路的主要系统和设备。 The Third Loop of Nuclear Power Plant YiLin, DaiTian-yi, ZhangJian-tao （ChinaNuclearPowerEngineeringCo.Ltd,Shenzhen2010）Abstract:Thereareveryfewarticleswhichsystematicallyexpatiat eonthethirdloopofnuclearpowerplant.TakingtheCPR1000poweruni tsasanexample,thisarticlewillconcentrateontheflowdiagramoft hethirdloopofasinglenuclearpowerunitandsystematicallyintrod uceitsmainsystemsandequipments. Keywords: thethirdloop; CPR1000; flowdiagram; system 核电站系统众多，管路错综复杂，但总体上可划分为以下三个回路： 一回路：核电站的热源，通过核裂变产生热能，并把热能传送给二回路； 二回路：通过汽轮发电机组把从一回路获得的热能转化为电能；
三回路：核电站的最终热阱，排出一回路和二回路的热量，确保一回路和二回路安全运行，并冷却二回路的冷端使得二回路成为一个循环。 在这篇文章中，你将了解核电站三回路的流程、系统及主要设备等方面的知识。当然，对不同的机组和循环冷却水排入环境的方式，三回路会略有不同，本文选取的背景是：CPR1000机组、循环冷却水排入大海。 1概述 本文是围绕核电站三回路流程图（图1.1）展开的，图1.1直观地体现了单台机组的三回路设备数量和系统流程，对在排水段存在的两个机组共用部分已在图中明确注明。 图1.1纵横交错的线条或许会让你望而却步，你不妨先轻松浏览一下图1.2，然后再结合下面用文字表述的3个主要流程去细细品味图1.1和图1.3，这样会是一个轻松而有趣的过程： 1)循环水流程：1.大海→2.引渠→3.进水前池→4.粗格栅（带加氯装置）→5.闸门→6.细格栅（带清污机）→7.鼓网→8.CRF泵（循环水泵）→9.GD进水管廊→10.碎屑过滤器→11.凝汽器→12.GD排水管廊→https://www.doczj.com/doc/e3492947.html,井（虹吸井）→14.排水暗涵→15.大海（其中第4～7项属于循环水过滤系统） 2)重要厂用水流程：1.大海→2.引渠→3.进水前池→4.粗格栅（带加氯装置）→5.闸门→6.细格栅（带清污机）→7.鼓网→8.SEC
第七章压水堆核电站的二回路系统及设备 7.1 主蒸汽系统 主蒸汽系统将蒸汽发生器产生的新蒸汽输送到主汽轮机和其他用汽设备及系统。与主蒸汽系统直接相关的设备是：主汽轮机高压缸、汽轮机轴封系统(CET)、汽水分离再热器(MSR)、蒸汽旁路排放系统(GCT)、主给水泵汽轮机(APP)、辅助给水泵汽轮机(ASG)、除氧器(ADG)和蒸汽转换器(STR)。 三台蒸汽发生器顶部引出的三根外径为Φ812.8mm主蒸汽管，分别穿过反应堆厂房(安全壳)；进入主蒸汽隔离阀管廊，并以贯穿件作为主蒸汽管在安全壳上的锚固点。穿过主蒸汽隔离阀管廊后进入汽轮机厂房，然后合并为一根外径为Φ936mm的公共蒸汽母管，再将蒸汽引向各用汽设备和系统。如图7.1所示。 在主蒸汽隔离阀管廊中的每根主蒸汽管道上装有一个主蒸汽隔离阀，其下游安装了一个横向阻尼器。主蒸汽隔离阀上游的管道上装有7只安全阀，一个大气排放系统接头和一个向辅助给水泵汽轮机供汽的接头。大气排放系统接头和辅助给水泵汽轮机供汽接头之所以要接在主隔离阀的上游，是考虑到当二回路故障蒸汽隔离阀关闭时大气排放系统和辅助给水系统还能工作。 在主蒸汽隔离阀两侧还接有一条旁路管，其上装有一个气动隔离阀，在机组启动时平衡主蒸汽隔离阀两侧的蒸汽压力，并在主蒸汽管暖管时提供蒸汽。 在汽轮机厂房内，从蒸汽母管上引出四根Φ631mm的管道与主汽轮机的四个主汽门相连，向汽轮机高压缸供汽。此外，从蒸汽母管两头还引出二条通往凝汽器两侧的蒸汽旁路排放总管。管上各引出6条通往凝汽器的蒸汽排放管，去主给水泵汽轮机、除氧器、蒸汽转换器、汽水分离再热器和轴封的供汽管。两条蒸汽排放总管由一根平衡管线连接在一起。 (1)主蒸汽隔离阀 主蒸汽隔离阀为对称楔形双闸板闸阀。正常运行时全开，但在收到主蒸汽管线隔离信号后能在5秒内关闭。 隔离阀的执行机构是一个与氮气罐相连的液压缸。氮气进入液压缸活塞的上部，其名义bar a。氮气的膨胀力使隔离阀关闭。为开启阀门，设有一套汽动油压泵液压系压力为198. bar a液压油进入液压油缸活塞的下部，克服氮气的压力和开启阻统，产生名义压力为329. 力使阀门开启，见图7.2。快速关阀是由快速排泄液压油缸活塞下部的油液实现的。 控制分配器用于关闭主蒸汽隔离阀。它们由电磁阀操纵。当电磁阀通电时，分配器开启，将液压油缸活塞下部的液体通过常开隔离阀排出，主蒸汽隔离阀在氮气压力作用下迅速关闭。两条排油管线是冗余的，单独一条管线就足以使阀门在5秒内关闭。
第42卷增刊原子能科学技术 Vo l.42,Suppl. 2008年9月Atomic Ener gy Science and T echno logy Sep.2008 船用核动力二回路热力系统动态仿真 张杨伟,蔡 琦,蔡章生 (海军工程大学核能科学与工程系,湖北武汉 430033) 摘要:基于船用核动力装置运行安全分析,建立了二回路系统两相流通用仿真软件模型,实现了人工干预条件下复杂两相流流体网络系统的动态特性实时仿真,拓展了目前核动力装置通用安全分析程序的研究范围。以二回路快速降负荷为例,对仿真模型的性能进行了验证。结果表明:该软件模型能准确反映船用二回路系统的动态特性,可用于事故处置规程和控制系统功能的验证。该模型也可用于核电站饱和蒸汽系统仿真软件的开发。 关键词:船用核动力;饱和蒸汽;仿真模型;运行安全分析收稿日期:2008-06-26;修回日期:2008-07-26 作者简介:张杨伟(1978 ),男,浙江浦江人,讲师,博士研究生,核反应堆安全分析专业 中图分类号:T K 262 文献标志码:A 文章编号:1000-6931(2008)S0-0176-06 Simulation on Secondary Loop of Marine Nuclear Power ZH A NG Yang -w ei,CAI Qi,CAI Zhang -sheng (D ep ar tment o f N uclear Ener gy S cience and Engineer ing ,N aval Univer sity of Engineer ing ,W uhan 430033,China) Abstract: Based on o perational safety analy sis of marine nuclear pow er,a g eneral tw o -phase flow simulatio n model for nuclear secondary loop system w as established,w hich can fit the needs of rea-l time dynam ic sim ulation of com plex tw o -phase fluid netw o rks under m anual intervention conditio ns,and expand the r each field o f current g eneral safety analysis prog ram o f nuclear pow er plant.As an ex ample,the capability o f the simulatio n model was validated by taking simulatio n o f r apidly pow er r educing co ndition of secondary loop.T he results indicate that the mo del reflects the dy nam ic character is -tics of seco ndary loo p system of m arine nuclear pow er properly ,and can be used to val-i date the accident treatm ent reg ulation and function o f contr ol sy stem.T he m odel can a-l so fit the needs of dev elo ping saturated steam system sim ulation softw are of nuclear pow er station. Key words:marine nuclear pow er;saturated steam;simulatio n m odel;operational safety analysis 核电厂二回路热力系统与反应堆一回路系统具有很大的耦合性,在分析系统运行安全性 时须考虑二回路系统动态过程对反应堆的影响。因此,在现有基础上开发配套的二回路热
一．蒸汽系统： 1主蒸汽系统 2汽轮机旁路排放系统 2.1向冷凝器排放系统 2.2向除氧器排放系统 2.3向大气排放系统 3汽水分离再热器系统（2个）功能：1.除去高压缸排气中约98%的水分2.提高进入低压缸的蒸汽温度，使之成为过热蒸汽 3.1再热蒸汽系统 3.2抽泣再热系统（来自高压缸） 3.3汽水分离器 3.4再热器放弃系统 3.5再热器泄压系统 5 汽轮机轴封系统功能：汽轮机启动时，向主汽轮机的高压缸，低压缸端部轴封，给水泵汽轮机端部轴封及汽轮机截止阀和调节阀密封供汽，防止空气进入气缸影响抽真空 5.1压力控制器 5.2分离器 5.3轴封蒸汽凝汽器 5.4轴封蒸汽凝汽器疏水箱 5.5排气风机 5.6调节风门 5.7管线 6汽轮机蒸汽和疏水系统功能：（1 向汽轮机高压缸公报和蒸汽2把高压缸排气送到汽水分离再热器3自汽水分离再热器想低压缸供过热蒸汽4启动时排除暖机过程中形成的水5连续运行时排除验证其流动方向分离出的水6在瞬态过程中排出饱和蒸汽形成的水） 6.1蒸汽回路系统 6.2疏水回路系统 7 蒸汽转换器系统功能（） 8 辅助蒸汽分配系统 二．给水加热系统（功能：（1 与冷凝器抽中控系统CVI和循环水系统CRF一起为汽轮机建立和维持真空2 将进入冷凝器的蒸汽凝结成水3 将凝结水从冷凝器热井中抽出，生涯后经低压加热器送到除氧器4接受各疏水箱来的水5 向其他设备提供冷却水和轴封用水） 1凝结水抽取系统 1.1三台并联冷凝器 1.2三台凝结水泵 1.3两个疏水接受箱 1.4汽轮机疏水箱 1.5凝结水过滤器 1.6除氧气水位控制阀 1.7再循环控制阀 1.8冷凝器补水控制阀 2低压给水加热器系统功能：利用汽轮机低压缸抽汽加热给水，提高记住热力循环的效率2.1凝结水系统 2.2抽气系统
核电厂系统与设备一回路复习题 绪论 1、简述压水堆核电站基本组成及工作原理？ 基本组成：以压水堆为热源的核电站。主要由核岛（NI）、常规岛（CI）、电站配套设施（BOP）三大部分组成。 工作原理： （一）工作过程：核电厂用的燃料是铀235。用铀制成的核燃料在“反应堆”的设备内发生裂变而产生大量热能，再用处于高压力下的水（冷却剂）把热能带出，在蒸汽发生器内产生蒸汽，蒸汽推动汽轮机带着发电机一起旋转，电就源源不断地产生出来，并通过电网送到四面八方。 一回路冷却剂循环：反应堆冷却剂泵反应堆 二回路工质循环：蒸汽发生器汽轮机凝汽器凝、给水泵蒸汽发生器 （二）压水堆核电站将核能转变为电能的过程，分为四步，在四个主要设备中实现的。 1、反应堆：将核能转变为热能（高温高压水作慢化剂和冷却剂）； 2、蒸汽发生器：将一回路高温高压水中的热量传递给二回路的给水，使其变为饱和蒸汽，在此只进 行热量交换，不进行能量的转变； 3、汽轮机：将饱和蒸汽的热能转变为高速旋转的机械能。 4、发电机：将汽轮机传来的机械能转变为电能。 能量传递过程为：裂变能→热能→传递→机械能→电能。 2、厂房及房间的识别符号如何定义？（P 3-5） 厂房的识别定义：厂房的识别一般用3个符号来表示。第一个符号为数字，表示机组识别，即该厂房是属于那个机组的，或两个机组共用的，还是不属于任何机组，而是属于工地系统的，第二、三个符号为两个英文字母，其中第一个字母表示厂房，第二个字母表示该厂房之区域。 房间的识别定义：房间的识别一般用三个数字符号来表示，第一个数字表示楼层，第二、三个数字表示房号。 3、设备的识别符号如何定义？ 设备识别用9个符号来表示。这9个符号又分为两个 大组，前4个符号为功能组符号，表示该设备属于哪 台机组，哪个系统。后5个符号为设备组符号，表示 是什么设备及设备的编号。（L—字母，N—数字） I-第一章 1、压水型反应堆由哪几大部分组成？ 反应堆由堆芯、压力容器、堆内构件和控制棒驱动机构等四部分组成。 2、控制棒组件按材料和功能各如何分类？其作用如何？ 控制棒组件按材料分类：（1）黑棒组：由24根吸收剂棒组成，吸收能力强；（2）灰棒组：由8根吸收剂棒和16根不锈钢棒组成，吸收能力弱。采用一部分灰棒束控制组件是为了使功率分布均匀，避免局部中子注量率畸变过大。 按在运行中的用途分类：控制棒组件可分为功率调节棒、温度调节棒和停堆棒三类，每类又分为若干组。正常运行时，功率调节棒位于机组功率对应的棒位高度，用于调节反应堆功率；温度调节捧在堆芯上部一定范围移动，用于控制冷却剂温度的波动；停堆棒用于事故紧急停堆，正常运行时提出堆外。 3、可燃毒物和中子源组件的功能是什么？ 可燃毒物功能：新堆第一次装料的后备反应性过大，为了保证慢化剂温度系数为负值，其硼浓度又不能过高，所以装入66束具有较强吸收中子能力的可燃毒物组件。他们在第一次换料时全部取走。 中子源组件功能：用于在反应堆启动时产生一定的中子通量密度水平，使堆外测量仪表可以监测达临界过程。
哈尔滨工程大学本科生课程设计（二） 压水堆核电厂二回路热力系统 初步设计说明书 2013 年6 月
目录 摘要 (2) 1 设计内容及要求 (2) 2 热力系统原则方案确定 (3) 2.1 热力系统原则方案 (3) 2.2 主要热力参数选择 (4) 3 热力系统热平衡计算 (5) 3.1 热平衡计算方法 (5) 3.2 热平衡计算流程 (6) 3.3 计算结果及分析 (8) 4 结论 (8) 附录 (8) 附表1 已知条件和给定参数 (8) 附表2 选定的主要热力参数汇总表 (9) 附表3 热平衡计算结果汇总表 (13) 附图1 原则性热力系统图 (15)
摘要 二回路系统是压水堆核电厂的重要组成部分，其主要功能是将反应堆一回路系统产生并传递过来的热量转化为汽轮机转动的机械能，并带动发电机组的转动，最终产生电能。 该说明书介绍了一个1000MWe核电厂二回路热力系统设计及其设计过程。该设计以大亚湾900MWe核电站为母型，选择了一个高压缸，三个低压缸，设有两级再热器的汽水分离器，四个低压给水加热器，一个除氧器，两个高压给水加热器。蒸汽发生器的运行压力为6.5MPa，高压缸排气压力为0.78MPa，一级再热器抽汽压力 2.8MPa，低压缸进口过热蒸汽压力为0.7045MPa,温度为265.9℃，冷凝器的运行压力为 5.9kPa，给水温度为224.69℃。高压给水加热器疏水逐级回流送入除氧器，低压给水加热器疏水逐级回流送入冷凝器。排污水经净化后排进冷凝器。各级回热器和再热器的蒸汽分配合理，经过加热器后，蒸汽全部冷凝成疏水，整个系统电厂效率为30.04%。 1、设计内容及要求 本课程设计的主要任务，是根据设计的要求，拟定压水堆核电厂二回路热力系统原则方案，并完成该方案在满功率工况下的热平衡计算。 本课程设计的主要内容包括： （1）确定二回路热力系统的形式和配置方式； （2）根据总体需求和热工约束条件确定热力系统的主要热工参数； （3）依据计算原始资料，进行原则性热力系统的热平衡计算，确定计算负荷工况下各部分汽水流量及其参数、供热量及全厂性的热经济指标； （4）编制课程设计说明书，绘制原则性热力系统图。
核电厂主要生产系统 核电厂的分类的主要依据是反应堆堆型，按堆型分类世界上已投入运行的核电厂有以下几种： 1）压水堆核电厂 这种核电厂的优点是：反应堆的结构简单，功率密度高；汽轮机不带放射性，勿需采取防护措施。 这种核电厂的缺点是：系统复杂，设备多；为得到较高的蒸汽参数，反应堆及一回路设备都要在很高的压力下工作，使其设计、制造困难。 1950年美国海军把推进动力研究集中在压水型反应堆上，1954年魟鱼号核潜艇下水。随后，美国压水型反应堆由于陆上核电厂的建设，并得到了迅猛发展。 2）沸水堆核电厂 这种核电厂的优点是：系统简单（只有一个回路，设备少。无蒸汽发生器、稳压器、主泵及一回路主管道等）；在反应堆压力低的情况下可获得相对高的蒸汽参数。 这种核电厂的缺点是：反应堆结构复杂，功率密度低；汽轮机带有放射性，要采取防护措施。 沸水堆核电厂发展的很快，1960年美国第一座示范性沸水堆核电厂投入运行以后，目前单机最大功率已达1300MW。 3）重水反应堆核电厂 这种核电厂的优点是：用天然铀作燃料，提高了铀资源的利用率，降低了燃料的成本；采用压力管，省去技术复杂、制造困难、价格昂贵的压力壳；能不停堆换料。 这种核电厂的缺点是重水昂贵，发电成本高。 1956年，加拿大建成了实验性的重水堆核电厂，后来又建造了电功率为540MW和750MW的重水堆核电机组。 4）石墨气冷堆核电厂 这种核电厂的优点是：用天然铀作燃料成本低；获得的蒸汽参数高，且为过热蒸汽。
这种核电厂的缺点是：功率密度小，反应堆体积庞大；燃料装量大，燃耗浅，自耗功大，发电成本高。 前苏联自第一座核电厂开始，一直在设计、建造石墨水冷堆核电厂，并在国内建造了一批功率为1000MW的这种核电机组。 5）快中子堆核电厂 这种核电厂的优点是：可使对轻水堆来说是核废料的U238，变成可用的核燃料，大大提高铀资源的利用率。 这种核电厂的缺点是：钠的腐蚀性强，对设备、管道的材料要求高；钠在空气中会燃烧，在水中会爆炸－钠水反应，故危险性大。 快中子堆是最有发展前途的核电厂。因为它是一种增殖堆，能大量利用“核废料”。1951年美国实验快堆首次从核反应堆发电点亮4个灯泡。虽然世界上发达的国家已建成10多座快中子堆核电机组，但均为实验性的原型堆，尚有许多技术问题有待解决。 到2008年7月份，我国有9台压水堆核电机组、2台重水堆核电机组在商业运行，有16台压水堆核电机组、1台高温气冷堆核电机组以及一座实验快堆正在建设中。目前世界上最先进的第三代压水堆是美国AP1000和法国与德国联合开发的欧洲先进堆EPR，我国将分别在山东海阳、浙江三门和广东台山建设这两种机组。 1压水堆核电厂系统构成 压水堆核电厂是以压水反应堆将裂变能转换为热能发电的，是目前世界上选用最多的堆型。压水堆核电厂是以高压欠热水作为慢化剂和冷却剂，一回路高压高温水通过蒸汽发生器使二回路水生成蒸汽送到汽轮发电机进行发电。图1.2-1为压水堆核电厂系统原理图。
二次开发初级培训班 培训讲义
第一讲基于WINDOWS编程的基础知识1.引言 1．1 过程化(procedural programming)：程序被认为是在一个数据集合上进行的一系列操作。 1．2 结构化(structured programming)：主要思想是：功能分解并逐步求精。1．3 面向对象的程序设计(object_oriented programming) 实质是把数据和处理这些数据的过程合并为一个单独的“对象”――一个具有确定特性的自完备的实体。 1．4 对象的程序设计的特征 1）自完备(self_contained)：能够完全实现一些严格定义的功能。 2）封装 3）继承 4）多态 2. 类与数据封装 2．1 什么是类？ 简单的说，类就是一种用户定义的数据类型，跟结构类似；并且，类具有自己的成员变量和成员函数（方法），通过它们可以对类自身进行操作。 如：汽车可以看作是发动机、车轮、座椅等诸如此类的集合。也可以从功能的角度来研究，譬如，能移动，加速，减速，刹车等。 定义（例子）VC++中讲解
2．2 封装（encapsulation） 定义：指能够把一个实体的信息、功能、响应都装入一个单独的对象中的特性。 封装的优点： ◆封装允许类的客户不必关心类的工作机理就可以使用它。就象驾驶 员不必了解发动机的工作原理就可以驾驶汽车一样，类的客户在使用一个类时也不必了解它是如何工作的，而只需了解它的功能即可。 ◆所有对数据的访问和操作都必须通过特定的方法，否则便无法使 用，从而达到数据隐藏的目的。 2．3 对象 对象就是类的一个实例。类与对象的关系就如类型和变量的关系，所有对类的操作都必须通过对象来实现。当一个类定义了多个对象时，每个对象拥有各自的成员数据。 2．4 类的三种成员类型 ◆私有成员(private)：缺省情况下，一个类中的所有成员都是私有的。私有成员只能被类本身的成员函数访问。并且不具有继承性。 ◆公有成员(public)：公有成员可以被类成员函数和外部函数使用。 ◆保护成员(protected)：在介绍继承时再介绍。 2．5 构造函数与析构函数 1）构造函数 ◆是特殊的成员函数；在创建对象时首先由系统自动调用。它的作用 是为新创建的对象分配空间，或为该对象的数据成员赋值等。
工程大学本科生课程设计 压水堆核电厂二回路热力系统初步设计说明书
目录 目录 (1) 摘要 (2) 1、设计容及要求 (2) 1.1设计要求 (2) 1.2设计容 (2) 2、热力系统原则方案 (2) 2.1汽轮机组 (3) 2.2蒸汽再热系统 (3) 2.3给水回热系统 (3) 3、主要热力参数选定 (4) 3.1一回路冷却剂的参数选择 (4) 3.2二回路工质的参数选择 (4) 3.2.1蒸汽初参数的选择 4 3.2.2蒸汽终参数的选择 4 3.2.3蒸汽中间再热参数的选择 4 3.2.4给水回热参数的选择 5
3.3 主要参数汇总表................................................................... . (5) 4、热力计算方法与步骤 (9) 4.1计算步骤如下面的流程图 (9) 4.2根据流程图而写出的计算式 (10) 5、程序及运行结果 (12) 6、热力系统图 (19) 7、结果分析与结论 (20) 8、参考文献 (20) 摘要 该说明书介绍了一个1000MW核电厂二回路热力系统设计过程。该设计以大亚湾900MW核电站为母型，选择了一个高压缸，三个低压缸，设有两级再热器的汽水分离器，四个低压给水加热器，一个除氧器，两个高压给水加热器。蒸汽发生器的运行压力为 5.8MPa，高压缸排气压力为0.77MPa，一级再热器抽汽压力2.76MPa，低压缸进口过热蒸汽压力为0.74MPa,温度为259.34℃，冷凝器的运行压力为5.32kPa，给水温度为216.53℃。高压给水加热器疏水逐级回流送入除氧器，低压给水加热器疏水逐级回流送入冷凝器。各级回热器和再热器的蒸汽采用平均分配，抽汽流过高、低压热器后，蒸汽全部冷凝成疏水，疏水为对应压力下的饱和水。 进行热力计算时，采用热平衡求出各设备的耗汽量，再采用迭代法，根据电功率要求可求出蒸汽发生器蒸汽产量，进而求出堆芯热功率，即可得出电厂效率。
第二章压水堆核电厂 从电能生产的观点看，压水堆核电厂有那些部分组成？各自作用是什么？ 从热力循环的观点看，压水堆核电厂有几个回路组成？各自作用是什么？ 与沸水堆电厂相比，压水堆核电厂热力循环有何特点？这样做有何利弊？ 核电厂的厂址须满足什么要求？ 核电厂厂区分哪几部分？平面布置应考虑哪些因素？ 核电厂主要有哪些厂房？ 什么叫T形布置？什么是L形布置？各有何利弊？ 核电厂系统和设备及构筑物的安全分级、抗震分类、质保分组是如何规定的？ 解释名词：多道屏障；纵深防御；单一故障准则；安全功能。 第三章反应堆冷却剂系统与设备 为什么一回路系统的压力选得那样高？ 试述稳压器的工作原理。 轴封式反应堆冷却剂泵是如何解决冷却剂沿轴的泄漏问题的？ 为什么一回路运行在160℃以下时应投入余热排除系统？ 什么是汽蚀？它对泵的工作有何危害？如何防止发生汽蚀？ 什么是比转数？一台泵有几个比转数？ 按比转数范围划分，反应堆冷却剂泵属于那一类？其特性曲线有何特点？ 蒸汽发生器二次侧工质的流程如何？为什么给水环作成倒“J”形？沿给水环周向给水分配均匀吗？循环倍率对传热、流动和汽水分离效果有哪些影响？ 为应付断电事故，一回路系统及设备设计上采取了哪些措施？ 解释名词： 无延性转变温度；必须汽蚀余量；可用汽蚀余量；比转数；循环倍率。 第四章一回路主要辅助系统
为什么一回路运行在160℃以下时应投入余热排除系统？ 现代核电厂化容系统对于降低放射性水平效果如何？为什么？ 为净化一回路水,化学和容积控制系统采取了那些措施? 设备冷却水系统在何种工况下的负荷最大？为什么? 利用硼酸进行反应性控制有何特点和局限？ 化容系统是如何实现容积控制的? 反应堆停闭3个小时了,这时剩余发热由什么系统带走? 核岛的最终热阱是什么?废热如何排到热阱? 用于正常停堆后余热排出的系统有哪些？ 现代压水堆核电厂停对后热量排出系统由哪些? 第五章专设安全设施系统 专设安全设施系统在设计上有何特殊要求？ 对于设计基准事故，安全注入系统的设计的验收标准有哪些？ 发生大破口失水事故后，安全注入系统有哪些响应？为什么要采用冷-热端同时再循环注入？ 什么是非能动系统？采用非能动系统对安全设施系统设计有何意义？ 发生失水事故后安全壳内氢气的来源有哪些？如何控制安全壳内氢浓度？ 专设安全设施系统设计中，为保证管线打开或关闭成功，往往采用什么办法？ 简述辅助给水系统的功能、设置、动力源特点。 安全壳喷淋系统的作用、系统设置、启动条件和运行方式。 第六章核电厂热力学
建筑安全员培训讲义 开场语：大家好，欢迎大家来到安全教育培训中心，我是本次的培训讲师，为保证上课质量，在讲课前讲几点上课时的注意事项： 一、请大家将手机调成振动或静音； 二、就是请勿在教室或场馆里随意走动； 三、请勿在场内吸烟。 下面开始进行本次课程： 今天主要为大家讲解的内容分为两部分： 第一部分： 1、违章操作行为的主要表现 2、事故发生的主要原因 第二部分： 1、项目部安全员岗位责任 2、安全生产管理条例 3、安全检查形式和内容 4、安全检查记录及整改 5、操作现场重点违章查出内容 6、人身事故的“四防”目标 首先为跟大家一起分析一下企业员工违章操作行为的主要表现，主要表现为以下两方面： 1.主观心理因素： 1）自我表现的好胜心理：个别员工认为自己技术比较高，喜欢在别
人面前“露一手”，表现一下自己的能力，爱虚荣，这样的人往往会发生违章操作。 2）麻痹侥幸心理：有这种毛病的人往往不接受“不怕一万，就怕万一”的经验教训。是重复事故的思想根源所在。在这种心理状态下，个别员工认为偶尔违章不会产生什么后果，或者认为别人也这样做而没有出事，因此，无视有关的操作规程，麻痹大意、无视警告，不按操作规程办事。 3）缺乏安全教育意识：多年来，企业一直把抓好员工的安全教育作为基础工作来抓，入厂“三级”安全教育、特种作业人员培训、HSE 培训等。总的来说活动开展了，但实际收效并不理想。 4）安全监督不够：对一些习惯性违章现象熟视无睹，有一些安全员遇事总觉得与违章者比较熟，不好意思管，对一些严重违章现象存在漏查或查处力度不够的情况。特别是在生产任务重、时间紧的情况下，一味强调按时完成任务，从而使部分员工滋生了忽视安全的习惯和心态。 2.客观心理因素： 1）安全意识差：有不少员工认为安全工作是安全员的事，与自己无关，漠视安全。这种人安全意识淡薄，自我保护意识差，而且不愿参与各种安全活动。 2）安全责任心不强，工作不负责任：有些员工接受过安全教育和培训，对自己的工作对象、设备、性能、状况及操作规程都比较熟悉，但在实际工作中，却缺乏对企业财产、对他人生命负责的态度，往往
压水堆核电厂二回路热力系统初步设计说明书
目录 目录 (1) 摘要 (1) 1、设计要求 (1) 2、设计内容 (1) 3、热力系统原则方案 (2) 3.1 汽轮机组 (2) 3.2 蒸汽再热系统 (2) 3.3 给水回热系统 (2) 4、主要热力参数选定 (3) 4.1 一回路冷却剂的参数选择 (3) 4.2 二回路工质的参数选择 (3) 4.2.1 蒸汽初参数的选择 (3) 4.2.2 蒸汽终参数的选择 (3) 4.2.3 蒸汽中间再热参数的选择 (3) 4.2.4 给水回热参数的选择 (3) 5、热力计算方法与步骤 (4) 5.1 计算步骤如下面的流程图 (4) 5.2 根据流程图而写出的计算式 (5) 6、你热力计算数据 (8) 6.1 已知条件和给定参数 (8) 6.2 主要热力参数选定 (9) 6.3 热平衡计算结果表格 (13) 6.4 程序及运行结果 (14) 6.4.1 用MA TLAB程序如下。 (14) 6.4.2 运算结果如下图所示。 (17) 7、热力系统图 (21) 8、结果分析与结论 (22) 9、参考文献 (22)
摘要 二回路系统是压水堆核电厂的重要组成部分，其主要功能是将反应堆一回路系统产生并传递过来的热量转化为汽轮机转动的机械能，并带动发电机组的转动，最终产生电能。 二回路系统的组成以郎肯循环为基础，由蒸汽发生器二次侧、汽轮机、冷凝器、凝水泵、给水泵、给水加热器等主要设备以及连接这些设备的汽水管道构成的热力循环，实现能量的传递和转换。反应堆内核燃料裂变产生的热量由流经堆芯的冷却剂带出，在蒸汽发生器中传递给二回路工质，二回路工质吸热后产生一定温度和压力的蒸汽，通过蒸汽系统输送到汽轮机高压缸做功或耗热设备的使用，汽轮机高压缸做功后的乏汽经汽水分离再热器再热后送入低压缸继续做功，低压缸做功后的废气排入冷凝器中，由循环冷却水冷凝成水，经低压给水加热器预热，除氧后用高压给水加热器进一步加热，后经过给水泵增压送入蒸汽发生器，开始下一次循环。 关键字：热平衡做功循环 1、设计要求 了解、学习核电厂热力系统规划、设计的一般途径和方案论证、优选的原则； 掌握核电厂原则性热力系统计算和核电厂热经济性指标计算的内容和方法； 提高计算机绘图、制表、数据处理的能力； 培养学生查阅资料、合理选择和分析数据的能力，掌握工程设计说明书撰写的基本原则。 2、设计内容 根据设计的要求，拟定压水堆核电厂二回路热力系统原则方案，并完成该方案在满功率工况下的热平衡计算。 本课程设计的主要内容包括： 确定二回路热力系统的形式和配置方式； 根据总体需求和热工约束条件确定热力系统的主要热工参数： 依据计算原始资料，进行原则性热力系统的热平衡计算，确定计算负荷工况下各部分汽水流量及其参数、发电量、供热量及全厂性的热经济指标； 编制课程设计说明书，绘制原则性热力系统图.
二次培训讲义稿 内部编号：（YUUT-TBBY-MMUT-URRUY-UOOY-DBUYI-0128）
2017年国培计划 ----陕西省乡村教师培训团队研修项目 二次培训汇报材料 在这个金桂飘香的九月，我有幸参与了“2017年国培计划----陕西省乡村教师培训团队研修项目”。本次培训为期60天，其中集中研修15天，跟岗实践20天，返岗实践20天，总结提升5天。此次培训目的与之前参与过的培训项目都不相同，意为培养教师培训师。我国是人口大国，330多万农村教师仅仅依靠专业的培训师很难实现教师均衡的目标，教师培训师的工作，既需要经过专业的培训师队伍，更需要一支来自一线了解实情的“呼之即来，挥之即去”的本土培训师。一个优秀的教师不应该只是关注自身的专业成长，更应该把努力修炼成培训师当成新的发展目标，把自己成功的经验当成新的发展目标，把自己成功的经验与同行们分享，成就别人，提升自己。 因培训时间长，内容多，我将结合校情精选以下几个方面，综合自身理解跟各位领导和同事汇报： 一、教师培训师的基本角色 首先，教师培训师是先进教育理念的传播者。教育理念是先导，推动着教育行为与方式的持续改进。教师培训师要有博观约取、厚积薄发，传播先进的教育思想，用新的适合成人学习的培训模式，在科学有效的组织、管理、评价的过程中，夯实“学生为本”“是得为先”“能力为重”“终身学习”等与时俱进的基本从教理念；引领教师提升专业信念与师德；加深职业理解与认识、转变对学生的行为、提高个人修养、转变教育教学态度与行为；完善学科知识、教育教学知
识、通识性知识、学生发展等相关的知识体系；提高教师教育教学设计能力、组织与实施能力、激励与评价能力、沟通与合作能力、反思能力与发展的能力。 其次，教师培训师是高效教学方法的实践者。教学工作是学校的中心工作，优化课堂教学结构，提高课堂教学效率，实现课堂效率的最大化，减负高效向40分钟要质量，是教师教学实践的重要课题，也是当前教学改革的一项重要任务。实践是检验真理的唯一标准，先进的教育理念也是为了更好的指导教学实践，最终都是要回归到省时高效的课堂教学上，这就要求教师培训师必须是有效教学方法的实践者，才能在培训与交流的过程中赢得发言权，一线教师对教学方法和策略的需求度比教育理论会更加明显，这也是培训工作中的重点与难点，当今不同的质量关指导下教育方法可谓五花八门，令教师们眼花缭乱，教师如果盲目跟风，往往会东施效颦迷失自我，“八万四千法门皆可成佛”，没有哪种方法是放之四海而皆准的万能招法，因为教学有法，教无定法，贵在得法。教师要以学生的终身发展奠基为理念，根据自身的教学特点，根据学生实际选择灵活恰当的组合策略，形成自己的教学风格，“适合的才是最好的”。 二、教师健康心态的自我调适 根据世界卫生组织的解释，健康不仅指一个人没有疾病或虚弱现象，而且指一个人生理上、心理上和社会上的完好状态。身体身体状况的改变可能带来相应的心理问题，一个人的心理健康与否，有一个重要的指标，那就是他能不能接受自我，这叫做“自我悦纳”。只有全面、客观、愉快的接受自我，才能很好的多角度认识自我，并在此基础上，明确完善自我的努力方向和途径。多年来广大中小学教师在教学岗位上辛勤育人，为祖国的社会主义事业做出了卓越的贡献，然而师德现状却不容乐观：在岗不爱岗，教书不育人，为人师表而无表率作用。教
一、词汇简写与翻译 1、聚变fusion 裂变fission 2、安全壳Containment Structure 3、包壳Cladding 4、控制棒Control Rods 5、压力容器Reactor Vessel 6、汽轮机Turbine 7、冷凝器Condenser 8、RCP反应堆冷却剂泵Reactor Coolant Pumps 9、SG 蒸汽发生器Steam Generator 10、SFR 钠冷快堆系统Sodium Cooled Fast Reactor System 11、LFR铅冷快堆系统Lead Alloy Cooled Fast Reactor System 12、GFR气冷快堆系统Gas Cooled Fast Reactor System 13、VHTR超高温堆系统Supercritical Water Cooled Reactor System 14、MSR熔盐堆系统Molten Salt Reactor System 15、RPV 反应堆压力容器Reactor Pressure Vessel 16、IAEA 国际原子能组织International Atomic Energy Agency 17、EPR 欧洲压水堆European Pressurized Reactor 18、ABWR先进的沸水反应堆Advanced Boiling Water Reactor 19、PWR 压水堆Pressure Water Reactor 20、BWR沸水堆Boiling Water Reactor 21、CEFR 中国实验快堆China Experiment Fast Reactor 22、DOE 美国能源部Department of Energy 23、NRC 美国核管理委员会Nuclear Regulatory Commission 24、CNNC 中国核工业集团总公司The China National Nuclear Corporation 25、CGN 26、CSS安全壳喷淋系统Containment Spray System 27、RCS 反应堆冷却剂系统Reactor Coolant System 28、OBE 运行基准地震Operating Basis Earthquake 29、DBA 设计基准事故Design Basic Accident 30、QA质量保证Quality Assurance 31、ASME美国机械工程师协会American Society of Mechanical Engineers 32、CVCS化学和容积控制系统Chemical and Volume Control System 33、RBWM/REA 反应堆硼和水的补给系统Reactor Boron and Water Make up 34、RHR 余热排出系统Residual Heat Removal 35、CCWS/RRI 设备冷却系统Component Cooling Water System 36、ESWS/SEC 重要厂用水系统Essential Service Water System 37、PTR 反应堆换料水池和乏燃料池冷却和处理系统Reactor Cavity and Spent Fuel Pool Cooling and Treatment 38、WTS 废物处理系统Waste Treatment System 39、热管段：hot leg 冷管段：cool leg 40、PPM 百万分之一Parts Per Million 41、RX：安全壳厂房 KX：燃料厂房及换料水池
1 核电机组二回路水质的特殊要求 根据蒸汽发生器二次侧水中Na应低于5μg/L的规定，应通过蒸汽发生器盐类平衡计算，来确定凝结水除盐装置出口的水质标准。 大亚湾核电站蒸汽发生器盐类平衡计算: 蒸发量:Qv=5800t/h 排污量:QP = 70t /h 凝结水流量:Qc= 3460t/h 蒸发器蒸汽带水:0.25% 设蒸汽含Na量为Cv，凝结水含Na量为Cc,蒸汽发生器含Na量为Cp，可得出下列平衡式: Qc·Cc +Cv (Qv一Qc) = Qv·Cv十Qp·Cp 已知Cp = 5μg/L，代入上式可算得Cc =117μg/L 从计算的结果可知，只有凝结水除盐出口Na低于0. 117μg/L时，才能保证蒸汽发生器Na 低于5μg/L。因此，对大亚湾核电站的凝水精处理装置的出水标准，作了如下严格的规定: 阳离子电导<0. 08μS/cm; Na+<0. 1μg/L; C1一≤0.1μg/L; SO42≤0. 2μg/L; Fe≤1μg/L: SS≤1μg/L; Si02≤2μg/L。 按法国EDF的规定，大亚湾核电机组二回路侧给水pH为9.6-9.8。从目前情况看，给水pH 经常维持在9. 7，此时给水的加氨量为3. 3mg/L，若精处理混床保持氢型运行，每台机组每天需加25%的氨水1. 1t，如采用氨型运行，则将使再生酸碱、树脂损耗以及加氨量大大降低。但是据离子平衡计算，在凝结水pH为9. 6，混床氨型运行的条件下，要满足凝混床出水Na+,Cl-小于或等于0. lμg/L的要求，树脂分离后的交叉污染指标要分别达到阴中阳不大于0.008%，阳中阴不大于0.08%的水平，而目前几家投标公司的最好水平分别是Kennicott公司阴中阳小于0.07%，阳中阴小于0.4%,Filter公司阴中阳大于0.1%,阳中阴小于0.1%。因此，在pH 9.6的条件下要实现凝混氨型运行是很困难的。 2 各公司的技术特点 参加大亚湾核电站凝水精处理投标的共有五家外国公司，他们分别是英国GEC公司和Thompson Kennicott、公司、美国的Filter公司和Graver公司以及韩国的Kopec公司。 各公司的凝水除盐主系统设置见表1 。 2.1凝结水除盐主系统技术特点 2.1.1单一中压混床系统 系统流程为凝结水泵~混床~树脂捕捉器~增压泵~凝结水系统。 其优点为设备少、系统简单、投资省。在火力发电厂，特别是力热系统为有铜系统时，因给水pH必须维持得低一些，采用单一中压混床系统是可取的。 缺点为出水水质难以满足核电机组高标准的水质要求。在无铜系统电厂中，因给水pH高，混床运行周期短，比如当给水pH为9.6时，混床只能运行34h，造成再生频繁。运行成本高，树脂破损及更换频率也高。 2.1.2阳床+混床系统 系统流程为凝结水泵~阳床、混床~树脂捕捉器~后置过滤器(也可不设)~增压泵~凝结水系统。