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工业技术科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald141三门核电一号机是全球首台A P1000机组，其电厂循环冷却水采用一次循环冷却供水方式，循环水取自三门湾，经过热交换器后排入三门湾。
该系统采用2×50％循环水泵配置，单台循环水泵流量139 800 m 3/h，扬程16.2 m，转速164 r p m，轴功率7700 kW，进口直径4800 m m，出口直径4100 m m，如果一台循环水泵停运或跳闸，在设计海水温度的情况下，机组出力下降到96％额定功率。
循环水泵由日本三菱高砂制作所设计制造，为立式混流泵，且叶片角度可调，在国内核电厂尚属首例。
叶片角度可调实现了冬季循环水泵可以在较小流量下运行，从而降低了泵的功率，减少厂用电量，从而达到节能的目的。
该文将简单介绍循环水泵机构特点，保证机组今后的经济安全运行。
1 循环水泵结构概况该循环水泵是单级、浸入式、可调叶片角度的立式混流泵，其结构主要包括吸入口，出口弯管，出口管，泵轴，叶片及径向轴承、轮毂及联轴器，循环水泵结构如图1所示。
泵轴及电动机周均为空心，其中电机顶部装有控制杆。
电动机轴装有连杆，用于叶片角度控制的叶片控制单元安装在电动机的顶部，如图2所示。
液压油系统由油单元、叶片控制单元、叶片控制机构及附属管路组成。
联轴器联接电机与泵，其被活塞及活塞环分成上下两个油室。
活塞的下部连接在控制杆上，活塞的上部连接有电机连接杆及油管。
叶片控制单元的油使控制杆作向上或向下运动从而调整叶片角度，推力轴承安装在电动机上，机架承受电动机及泵转子自重及运行时产生的轴向力，泵的转子径向力由橡胶导轴承承担。
2 叶片安装角调整的液压油系统组成液压油系统由油单元、叶片控制单元、叶片控制机构及附属管路组成。
2.1 油单元油单元安装在电机附近由油箱、冷油器、安全阀、过滤器及油泵组成。
油单元供应液压油至叶片控制单元。
收稿日期:2019-12-23基金项目:大型先进压水堆及高温气冷堆核电站2018Z X 06001001作者简介:鲍一晨(1986 ),男,上海人,高级工程师,硕士研究生,现主要从事核电站水化学与防腐工作 第40卷 第1期核科学与工程V o l .40 N o .12020年2月N u c l e a r S c i e n c e a n d E n g i n e e r i n gF e b .2020A P 1000核电厂闭式冷却水系统复配缓蚀剂方案设计鲍一晨,石秀强,刘晓强(上海核工程研究设计院有限公司,上海200233)摘要:核电厂闭式冷却水系统正常运行工况下通常处于含氧水介质环境中,系统主要结构材料中的碳钢和铜合金在该环境下均有明显的腐蚀倾向㊂A P 1000核电厂使用了复配缓蚀剂方案进行闭式冷却水系统的防腐控制,但是相关设计并未给出具体的组分配比㊂针对该问题,应用多种试验方法研究了35ħ冷却水中亚硝酸钠(N a N O 2)㊁钼酸钠(N a 2Mo O 4)与甲基苯并三氮唑钠(T T A -N a )复配物对S A 106G r B 钢和黄铜的缓蚀性能㊂结果表明,N a N O 2和N a 2M o O 4复配后对SA 106G rB 钢产生了明显的协同效应,在p H 为10的水中最优化浓度比为3.2ʒ1(m g /L M o O 42-ʒm g /L N O 2-);在该配方中加入T T A -N a 后,T T A 分子与黄铜表面的化学吸附能够同时隔绝表面的阳极和阴极反应,当浓度比为3.2ʒ1ʒ0.7(m g /L M o O 42-ʒm g /L N O 2-ʒm g /L T T A )时即可达到极佳的缓蚀效果㊂氯离子的影响研究表明复配方案对m g/L 氯离子有一定的相容性,能够提升S A 106G r B 和黄铜的破钝电位;氯离子对碳钢的缓蚀机制没有显著影响,但会使黄铜表面T T A 的吸附机制发生一定程度的变化㊂通过该复配方案的研究为A P 1000核电厂闭式冷却水系统缓蚀剂配方的设计和优化提供了技术支持㊂关键词:缓蚀剂;极化曲线;阻抗谱;协同效应;氯离子中图分类号:T L 349文章标志码:A文章编号:0258-0918(2020)01-0122-08A P 1000核电厂闭式冷却水(C C W )系统正常运行工况下通常处于低温含氧水介质环境中㊂C C W 主要结构材料中的碳钢和铜合金在该环境下均有明显的腐蚀倾向,如果腐蚀不能得到有效控制则可能导致设备提前失效;腐蚀产物的迁移沉积也可能影响热交换器的换热效率,甚至引起管道堵塞从而停机;铜的腐蚀产物一旦迁移沉积在不锈钢换热器表面还可能引起不锈钢换热管的应力腐蚀破裂[1]㊂实践中通常采用操作简单㊁见效快的添加缓蚀剂的方法缓解腐蚀问题,亚硝酸盐㊁钼酸盐㊁磷酸盐㊁重铬酸盐等均是核电站常用的缓蚀剂[2],然而这些缓蚀剂在单独使用时可能会引起环境排放限制㊁毒性/致癌性㊁富养微生物㊁高浓度导致的高昂维护费用等问题㊂为了达到良好的缓蚀效果,同时兼顾环保和卫生要求,高效㊁低毒的复配缓蚀剂是发展趋势㊂根据E P R I 闭式冷却水导则[1],其中一种适用于铁基管系的复配缓蚀剂即亚硝酸盐/钼酸盐组合:亚硝酸钠作为氧化剂能够为钼酸盐成膜提供所需的氧化环境,促进F e -M o O 4-F e 2O 3的形成[3,4]㊂组合使用亚硝酸盐和钼酸盐还能够产生一定的协同效应[5],从而两种复配物的浓度相比单独使用时都有所降低,因此更易满足排放和生物效应方面的要求㊂另一方面,由于常用的如钼酸盐㊁亚硝酸盐等阳极缓蚀剂对铜及铜合金不具缓蚀效果抑或效果不佳,因此还需要同时添加铜合金缓蚀剂,如苯唑类型缓蚀剂[6],甲基苯221并三氮唑钠(T T A-N a)等㊂T T A作为一种环境友好缓蚀剂,不仅能够有效抑制碳钢的腐蚀,也能够与铜原子之间形成极强的配位键从而形成牢固的保护膜,苯环上的非极性甲基基团也能够增加成膜后表面的疏水性[7],这些效果都使唑类化合物成为了极佳的铜缓蚀剂㊂为了确定适用于A P1000核电站闭式冷却水系统的N a N O2㊁N a2M o O4和T T A-N a复配缓蚀剂方案,针对缓蚀剂各组分相应的浓度进行配比试验以获得兼顾缓蚀效率和经济性的复配方案㊂这不但能够为核电站辅助系统水化学设计提供技术支撑,也能够获得系统材料腐蚀及缓蚀效率的真实数据,有利于指导电厂运行实践㊂1试验试验材料分别为碳钢S A106G r B(成分详见A S T MA106/A106M)和黄铜,黄铜成分为:w Z n38.81%,w C r0.030%,w P0.031%, w N i0.031%,w S i0.042%,w F e0.120%,余量为C u㊂分别加工成电化学试验试样:试验端面为10mmˑ10mm;和挂片浸泡试验试样: 50mmˑ20mmˑ2mm㊂所有试样均打磨至2000目砂纸并用除盐水清洗㊁乙醇脱脂㊂电化学试样用树脂封装在P P R管中,露出试验端面㊂试验用N a N O2,N a2M o O4和T T A-N a 试剂浓度均归化为名义浓度,在本文中仅给出相应的归化浓度比,即10-6N O2-ʒ10-6 M o O42-ʒ10-6T T A㊂N O2-试验浓度分别为:1,10,20,30;M o O42-试验浓度分别为:3.2,9.3,14,20;T T A试验浓度分别为:0.1,0.7,2㊂试验介质为除盐水,加热并维持在35ħ,溶液分别以N a OH调至p H9.5㊁10㊁10.5以评估p H对缓蚀剂使用效率的影响㊂氯离子影响试验组中加入N a C l,维持C l-处于10ˑ10-6左右㊂电化学测试试验中使用上海辰华仪器的C H I660D电化学工作站进行电化学动电位极化曲线的测定;使用P r i n c e t o n I n s t r u m e n t s的P A R V e r s a S t a t3F电化学工作站进行电化学阻抗谱(E I S)的测定㊂挂片浸泡试验试样称重使用S a r t o r i u s I n t e c的C P A225D电子天平,精度0.01m g㊂动电位极化曲线测定扫描范围为E c o r r ʃ0.25V S C E或最高至E c o r r+1.25V S C E,扫描速率为0.6V/h;E I S测定振幅为10m V,频率从0.1H z至10000H z㊂电化学测试前,试样先进行阴极极化处理以去除空气中表面成膜的影响,随后浸泡约8h,待开路电位稳定后进行后续测试㊂对于浸没试验,相应的腐蚀取样周期分别为24h㊁72h㊁120h㊁168h以及336h㊂2结果首先分别对N a N O2和N a2M o O4进行S A106G r B钢缓蚀的单组分试验,极化曲线如图1所示㊂由图可见两种缓蚀剂均表现为阳极钝化型缓蚀剂,当添加浓度达到一定程度后,均表现出较好的缓蚀效率(I E),I E值均超过了90%,继续提高浓度,I E值提升不显著㊂从阳极极化曲线部分可看出,相对而言, M o O42-能够降低维钝电流密度,而N O2-能够降低临界钝化电流密度㊂图1 S A106G r B在单独添加N a N O2或N a2M o O4溶液中的极化曲线F i g.1 P o l a r i z a t i o n c u r v e s o f S A106G r B i n s o l u t i o n sw i t h N a N O2o r N a2M o O4s e p a r a t e l y321对两种缓蚀剂进行浓度配比试验,各浓度配比下的极化曲线如图2所示㊂当N a2M o O 4图2 S A106G r B在不同浓度M o O42-与N O2-配比下的极化曲线F i g.2 P o l a r i z a t i o n c u r v e s o f S A106G r B i n s o l u t i o n s w i t h v a r i o u s c o n c e n t r a t i o n s o f M o O42-a n d N O2-处于较低浓度时,加入较小浓度的N a N O2,自腐蚀电位就显著升高,自腐蚀电流也相应减小,协同效应明显㊂对于给定的M o O42-浓度,持续升高N O2-的浓度不一定能获得更高的I E,如3.2_1组的I E为98.4%而3.2_ 20的I E则跌至97.9%(自腐蚀电流密度约增加30%);9.3_10组的I E为98.1%而9.3_30的I E则跌至97.1%(自腐蚀电流密度约增加50%)㊂添加N O2-后临界钝化电流密度均大幅降低,表明N O2-能为含M o O42-的钝化膜提供了氧化性环境从而为成膜提供了便利,但是过多的N O2-似乎会降低M o O42-的缓蚀性能㊂对每一组配比均进行E I S测量,从每个M o O42-浓度水平下挑选I E(以R p进行计算)最大的配比组进行比较,如图3所示㊂由图可见,所有配比组下高频部分均出现了一小段容抗弧,中频部分则表现为压缩半圆环的形貌,低频部分则表现为线性发展的W a r b u r g阻抗形貌㊂以等效电路R(Q(R(Q (R W))))进行拟合,这些配比下的I E值分别为:20_1(99.4%)㊁3.2_1(99.2%)㊁14_30(98.3%)和9.3_20(98.2%),而拟合所得两个常相位角元件的n值均接近0.9,也表明容抗弧特征并不显著㊂当M o O42-浓度处于最小和最大值时,获得的I E均高于其他配比组㊂结合极化曲线的结果,综合考虑剂量经济性,选定3.2_1组为S A106G r B缓蚀剂最佳配比组㊂图3 S A106G r B在不同浓度M o O42-与N O2-配比下的N y q u i s t图F i g.3 E I S n y q u i s t p l o t s o f S A106G r B i n s o l u t i o n s w i t hv a r i o u s c o n c e n t r a t i o n s o f M o O42-a n d N O2-421随后对选定的复配方案进行p H 影响分析,结果如图4所示㊂p H 10和p H 10.5的自腐蚀电流密度均小于<130n A /c m 2,而pH 9.5的自腐蚀电流密度则超过了300n A /c m 2㊂E I S 的结果则表明三种p H 情况下没有显著差异㊂图4 S A 106G r B 在3.2_1复配方案下不同p H 的影响F i g .4 P o l a r i z a t i o n c u r v e s a n d n y qu i s t p l o t s o f S A 106G r B i n (3.2_1)i n h i b i t o r s o l u t i o n sw i t h d i f f e r e n t p H l e v e l s针对三种不同p H 还进行了浸没试验(图5),腐蚀失重结果表明p H 9.5和p H 10.5的腐蚀速率接近,p H 10的腐蚀速率略高,但有可能是脱膜操作带来的误差所导致(从pH 9.5失重数据点前几个点可以看出后期脱膜可能未脱尽),因此综合以上结果,最终选定p H 10为缓蚀剂适用p H ㊂对于黄铜,通常认为无机缓蚀剂的效果较差而有机唑类缓蚀剂效果极佳,这主要是因为其包含的氮原子上的自由电子对能够与铜原子紧密结合[7]㊂从图6中也可看出,当向图5 S A 106G r B 在不同p H 的3.2_1复配方案下的腐蚀失重结果F i g .5 W e i g h t l o s s o f S A 106G r B e x po s e d i n d i f f e r e n t pH s o l u t i o n s w i t h 3.2_1M o O 42-_N O 2-M o O 42-_N O 2-的复配物中添加微量(0.1)的T T A 后自腐蚀电流就显著减小,当浓度达到0.7后,继续添加直至浓度为2时自腐蚀电流也未明显减小;而无论添加T T A 的浓度为多少,其自腐蚀电位都没有显著变化,阳极和阴极极化部分曲线形式也未有显著变化,这表明T T A 的作用机理与M o O 42-_N O 2-复配物的阳极钝化型机理不同,其更能同时阻碍阳极和阴极过程㊂从E I S 的N y qu i s t 图中可以看出,相比S A 106G r B ,黄铜的缓蚀测定结果在高中频段容抗弧的特征更为显著㊂同样以等效电路R (Q (R (Q (R W ))))进行拟合,发现常相位角元件的n 值随着T T A 浓度的增加从0.6逐渐增加至1,这表明随着T T A 浓度的提升,黄铜表面的保护膜也覆盖得更为充分,对传荷的阻碍效果更佳㊂针对T T A 复配方案,也进行了黄铜的腐蚀浸没试验,从浸没试验的腐蚀失重结果(见图7)也可以看出0.7_T T A 对于黄铜的缓蚀已较充足,某些时间点下的失重情况甚至略优于T T A _2时的腐蚀失重㊂考虑到脱膜称重带来的误差,可以认为T T A 浓度0.7和2对于黄铜的缓蚀性提高没有显著区别㊂521图6 黄铜在3.2_1复配方案下不同T T A 浓度的影响F i g .6 P o l a r i z a t i o n c u r v e s a n d n y qu i s t p l o t s o f b r a s s i n i n h i b i t o r s o l u t i o n s w i t h d i f f e r e n t T T A l e v e ls图7 黄铜在3.2_1复配方案下不同T T A浓度对腐蚀失重的影响F i g .7 W e i g h t l o s s o f b r a s s e x po s e d i n d i f f e r e n t T T A l e v e l s o l u t i o n s w i t h 3.2_1M o O 42-_N O 2-在确定M o O 42-ʒN O 2-ʒTT A 最佳配方为3.2ʒ1ʒ0.7后,对氯离子的影响(尤其在点蚀进行了相容性研究㊂在10ˑ10-6C l -添加下,S A 106G r B 的极化曲线和N y qu i s t 点图如图8所示㊂M o O 42-_N O 2-的加入使得破钝电位从-581m V S C E 提升至747m V S C E ,T T A 的加入也未对缓蚀性能造成显著的负面效应,两条极化曲线几乎重合㊂E I S 的测量结果则表明在含C l -的溶液中未添加T T A 的复配物阻值更大,添加T T A 后,溶液中未加入氯离子和加入氯离子情况下的阻值变化趋势与极化曲线一致,T T A 的加入未改变表面钝化机制,但使缓蚀效率略有下降,这有可能是由于T T A 对金属表面的覆盖在一定程度上阻碍了两种缓蚀阴离子在新鲜金属表面的吸附,从宏观腐蚀行为而言,这一影响是极其微弱的,因此不应认为T T A 的加入对于碳钢的腐蚀有显著的不利影响㊂图8 C l -对S A 106G r B 在含缓蚀剂溶液中腐蚀性能的影响F i g .8 P o l a r i z a t i o n c u r v e s a n d n y qu i s t p l o t s o f S A 106G r B i n i n h i b i t o r s o l u t i o n s w i t h C l-621黄铜缓蚀工况中添加氯离子的影响分析如图9所示㊂氯离子的加入并未显著影响自腐蚀图9 C l -对黄铜在含缓蚀剂溶液中腐蚀性能的影响F i g .9 P o l a r i z a t i o n c u r v e s ,n y qu i s t p l o t s a n d B o d e pl o t s o f b r a s s i n i n h i b i t o r s o l u t i o n s w i t h C l -电流密度,反而使电流密度从295.4n A /c m 2减小至183.1n A /c m 2,这表明C l -的加入可能促进了T T A 保护膜的覆盖㊂而其破钝电位也从约0.0m V S C E 提升至1208m V S C E ,甚至略高于未添加氯离子时候的破钝电位(1144m V S C E ),虽然后者的维钝电流密度更低一些㊂从N y qu i s t 图中发现加入氯离子后阻值大幅下降,这与极化曲线中阴极极化和阳极极化下电流密度增加一致,这些数据点分布特征发生了显著变化:在低频部分出现了显著的容抗弧而偏离了原先更接近的W a r b u r g 阻抗部分,表明氯离子的加入影响了T T A 在C u 表面的吸附,缓蚀效率不但受到T T A 的影响,也受到了氯离子在C u 表面分布的影响㊂从相位角B o d e 图上可以看出,添加缓蚀剂后,特征峰明显往高频端移动,当加入C l -后,特征峰也略向右偏移,且相比未添加C l -的数据点在低频部分的相位角更小,表明受传质控制的影响更小,且在0.2H z 附近可观测到有略凸起的小特征峰,这与N y qu i s t 图中低频部分出现的容抗弧特征是对应的,也表明C l -的加入综合极化曲线的结果,推测C l -在C u 表面的吸附在破坏表面钝化的同时反而更有利于T T A 的吸附㊂3 讨论N a N O 2和N a 2M o O 4对于碳钢管系而言都是良好的阳极钝化型缓蚀剂,在中性或碱性环境中缓蚀效率更好[8-10],尤其当介质中含有C l -时,碱性环境将有利于缓蚀离子与金属表面的钝化结合[11]㊂当联合添加M o O 42-_N O 2-后,这类缓蚀剂复配方案往往能呈现显著的协同效应[3]㊂M o O 42-呈弱氧化性,因此通常需要添加足量或配合其他强氧化剂使用以助其形成并维持牢固的钝化膜[8]㊂N O 2-作为强氧化剂不但能够帮助形成难溶钝化膜同时也能够修复膜损伤[3,12]㊂A l -R e -f a i e 等学者曾报道M o 和N 均是优先附着于钝化膜的最上层,M o O 42-会与受保护金属相互络合而N O 2-则易被还原为N 2[9]㊂这可能是单独使用这两种缓蚀剂时,M o O 42-的阳极极化电流要高于N O 2-下阳极极化电流的原因㊂需要注意的是在本研究中,高浓度的M o O 42-_N O 2-组合不一定能带来高缓蚀率,考虑经济因素,最佳配比为3.2ʒ1(M o O 42-ʒN O 2-),推测过多地增加N O 2-浓度,其还原产物N 2可能会通过π键与碳721钢表面形成N-F e膜从而与M o O42-竞争吸附由此降低缓蚀效率[9]㊂Z h o u Y.等[5]也指出N O2-相比M o O42-更能抑制点蚀的形成,然而若在N O2-溶液中已形成了点蚀,则相比M o O42-溶液,N O2-不能有效阻碍点蚀的发展(再钝化)㊂各类复配方案下E I S测试结果中低频端W a r b u r g阻抗特征较为显著,表明缓蚀性能受到浓差极化控制的影响㊂T T A的加入对于碳钢的缓蚀机制没有显著影响,虽然其在碳钢表面的全面覆盖可能会阻碍N O2-和M o O42-与基体表面F e的反应,尤其当溶液中存在C l-时,可能会给缓蚀性能带来轻微的不利影响㊂对于黄铜缓蚀剂T T A,杂环原子(N)的存在有利于改善有机分子的缓蚀性能[4,7,13],这主要是由于C u原子的空d轨道能够与提供电子的杂质原子形成配位键,而唑环上的N1和N3原子能够与2个C u+成键而平行吸附于铜表面,从而形成了牢固的化学吸附膜㊂从试验结果来看,对于黄铜缓蚀T T A浓度似存在一个阈值(接近0.7归化浓度),超过该限值继续添加T T A甚至达3倍时对于缓蚀率的增长并无显著帮助㊂根据M a h b u b o o r等人的研究[15],相比铜表面,T T A更易于吸附于C u+表面并且能够同时抑制阳极和阴极反应,由此亦可推测试验中获得的T T A浓度阈值可能与表面初始C u2O的生成量有关㊂这一现象在添加C l-后尤为显著,相关研究也表明卤素杂质添加能够通过促进有机分子与金属表面吸附而提升缓蚀率[16]㊂T r o m a n s等[17]比较了含C l-溶液中B T A和T T A的缓蚀性能,指出C l-对增强T T A的吸附更为显著,其使微观溶解机制从传质控制过程向传荷控制过程改变㊂图9(b)㊁(c)也表明,C l-加入后低频端容抗弧形貌更显著,原先低频段传质控制过程特征也几乎消失,传荷控制特征显著,两个容抗弧/时间常数也表明电极表面除电极电位以外还有一个状态变量与法拉第电流密度有关,很可能就是表面生成的C u+分布㊂C l-的加入为C u T T A的化学吸附提供了新的通道,其促使表面C u的氧化,形成C u C l2,间接促进了C u+与T T A的结合,从而使宏观缓蚀率有所提升㊂4结论(1)N a N O2和N a2M o O4对S A106G r B 钢的缓蚀性有显著的协同效应,低浓度组分配比即可获得极佳的缓蚀率,两种配方均为阳极钝化型缓蚀剂,但是当提高组分浓度后,并不一定能够获得更高的缓蚀率㊂(2)T T A-N a是黄铜的绝佳缓蚀剂,其复配入N a N O2和N a2M o O4组分并不会对碳钢的缓蚀产生负面影响㊂T T A的加入量存在一个阈值,该阈值与黄铜初始表面氧化状态有关㊂(3)复配组分最佳配比为3.2ʒ1ʒ0.7 (M o O42-ʒN O2-ʒT T A),最佳使用p H环境为p H10㊂复配缓蚀剂对C l-有较好的相容性,且C l-的加入能够促进黄铜表面T T A的吸附㊂参考文献[1]S e l b y K.A.C l o s e d C o o l i n g W a t e r C h e m i s t r y G u i d e l i n e[R].E P R I,U S A,2004,1007820,R e v.1. 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AP1000技术简述Ap1000是非能动性压水堆核电技术。
铀燃料在反应堆中裂变产生大量热量，反应堆冷却系统1回路通过高压轻水来对反应堆冷却，吸收热量并通过蒸汽发生器传递到2回路，2回路蒸汽推动汽轮机带着发电机做功，发电。
用加压水作为慢化剂和冷却剂的反应堆叫做压水堆。
二，AP1000厂房包括核岛（Ni），常规岛（ci）和电站配套设施（BOP）；核岛包括：反应堆厂房，核辅助厂房，柴油发电机组厂房，放射性废料厂房，附属厂房为钢结构厂房。
常规岛（ci）包括：汽轮机厂房，变压器区，虹吸井等。
电站配套设施（bop）：循环水泵房，水处理厂，除盐水厂房，检修车间，开关站，模拟体厂房，培训中心以及综合楼及保卫设施。
1，反应堆厂房采用双层安全壳结构，内层是钢制安全壳，外层是钢筋混凝土筒体墙，坚固可靠，增加了安全性，降低了泄漏率。
反应堆厂房作为反应堆系统的整体部分，在假象事故工况下起包容放射性气体，在正常运行时为堆芯及反应堆冷却剂系统（RCS）提供屏蔽。
安全壳容器是非能动安全壳冷却系统的组成部分，它可以在假象设计基准事故（DBA）下有效的排除热量而使安全壳不超压，位于其内的系统有RCS,PXS,CVS的反应堆冷却剂净化部分。
2，屏蔽厂房屏蔽厂房是围绕安全壳的环形结构，屏蔽厂房也是非能动安全壳冷却系统的组成部分。
3，辅助厂房辅助厂房呈半月形围绕在屏蔽厂房的周围，核辅助厂房是除反应堆厂房外最重要的厂房，大型结构模块CA20，主控室，装卸料系统均位于该厂房。
辅助厂房的基本功能是位于安全壳之外的抗震Ⅰ类机电设备提供保护，此外还保护安全相关设备不受假想电厂内部和外部事故的后果影响。
核辅助厂房包括机械设备区域，安全壳贯穿区域；燃料运输区域；4，燃料厂房燃料厂房用于新燃料和乏燃料的储存。
5，附属厂房提供了进入发电站的主要人员通道。
它包括人员和设备进入辅助厂房核岛清洁区的通道。
6，柴油发电机组厂房共有两台想同的发电机组，在失去正常电源后，发电机组提供备用电源。
AP1000设备冷却水系统的任务可靠性建模院系：班级：学号：姓名：AP1000设备冷却水系统的任务可靠性建模1 AP1000设备冷却水系统定义：设备冷却水系统是一个非安全相关的封闭回路的冷却水系统，它包含两个相互并联互为支持的独立系列，每个系列包括一台设备冷却水泵和一台设备冷却水热交换器、三个手动隔离阀和一个单向阀。
它在电厂运行的各个阶段，包括停堆和事故之后，把那些可能含有放射性水的系统产生的热量排到厂用水系统。
2系统功能：设备冷却水系统执行如下非安全相关的纵深防御功能：（1）在正常停堆、换料和半管运行时，为正常余热排出系统的热交换器和泵提供冷却；（2）为化学和容积控制系统补给泵的小流量热交换器提供冷却；（3）为乏燃料池交换器提供冷却。
其他非安全相关的功能：（1）提供放射性物质向环境泄露的屏障；（2）提供厂用水向一回路系统泄漏的屏障；（3）为支持电厂正常运行所需的各种非安全相关设备提供冷却；（4）在非能动余热排出热交换器运行时，向RNS热交换器提供冷却水以冷却安全壳内置换料水箱的水；（5）在非能动堆芯冷却系统缓解事故后的电厂恢复运行期间，向RNS系统提供冷却水带走堆芯热量。
3各工况下的任务剖面和可靠性框图可靠度定义：CCS系统的阀门包括手动阀和电动阀。
设R(S1、S2)是手动阀打开的可靠度，R(Z1、Z2)是止回阀起到止回作用的可靠度，R(设冷泵)是设备冷却水泵正常工作的可靠度，R(设冷热交换器)是设备冷却水热交换器正常工作的可靠度，R(M)是电动阀开启的可靠度。
设R(q)是CCS两系列同时加载柴油发电机切换装置的可靠度。
由于AP1000设备存在安全分级，假设反应堆安全壳内的阀门任务可靠度高于安全壳外的，即R(S2)>R(S1),R(Z2)>R(Z1)。
设反应堆安全壳内的属于CCS系统的所有管道为一个单元G2, 安全壳外的CCS系统所有管道为一个单元G1,同理R(G)为管道起到正常输送作用的可靠度，满足R(G2)>R(G1)。
AP1000发电机定子冷却水系统水质控制探讨调查发现主要是由于在大修期间定冷水系统进行了较长时间的开口检修工作，导致空气进入定子线圈造成铜表面氧化加剧，并在系统运行后被pH值偏低（约6.9）的定冷水溶解并重新在线棒出水端沉淀导致堵塞。
同样的问题也可能在三门核电的定子线圈中发生。
综上所述，AP1000发电机定子冷却水系统水质控制存在pH 偏低可能会导致定子线圈腐蚀速率过快的潜在风险。
4.2 解决对策针对可能存在由于pH偏低导致定子线圈腐蚀速率过快的问题，可采取以下措施：4.2.1 控制除盐水pH值AP1000发电机定子冷却水系统自身无法调节pH值，因此影响系统pH值的因素主要是作为水源的除盐水的水质。
理想情况下，除盐水处理系统产生的除盐水为中性，但是随着CO2的溶入，pH值会降低至7以下。
因此应尽量使用新生产的除盐水，使进入定冷水系统的除盐水pH值尽量提高，将定子线圈的腐蚀速率控制在可接受范围之内。
4.2.2 保证系统严密性确保系统的整体严密性，可以防止空气中的CO2与系统内的水接触并溶解。
水箱充氢时要重复充排多次，最大程度得析出水中的溶解氧，减小定子线圈内表面的氧化速率。
4.2.3 严密监视系统参数运行过程中严格监视定子冷却水的电导率，并定期测量水中的溶解氧、铜含量、pH值。
根据这些参数的变化趋势判断定子线圈的腐蚀情况并采取措施，如更换新树脂，补充/置换水箱中的氢气等。
4.2.4 发电机定子冷却水碱性处理如果以上常规措施都已经采用，但是长期监测发现pH值始终较低且水中铜含量始终较高，树脂失效频率很高，说明定子线圈的腐蚀情况比较严重，就有必要采取额外的防腐措施，针对定子线圈常见的防腐措施主要有：（1）添加NaOH、氨等碱化剂虽然能直接提高pH值，但是需要引入加药系统，难于精确调控，pH值很容易波动，而且会使系统电导率明显升高，树脂失效周期变短，加入氨还会有与铜反应产生络合物堵塞定子线圈的风险，因此不建议采用直接添加碱化剂。
AP100第三代核电站非能动堆芯冷却系统PXS第三代核电2009-09-29 19:23:43 阅读152 评论0 字号：大中小AP100第三代核电站非能动堆芯冷却系统PXS简介：1. PXS最主要的功能是在假想基准事故情况下为堆芯提供应急冷却。
为实现这一主要功能，在设计上需执行下列一些功能：1）堆芯衰变热应急导出2）RCS应急补给和硼化3）安全注射4）安全壳pH 值控制在设计上，PXS的运行不需要使用泵、交流电源等能动设备，只依靠重力注射、压缩气体膨胀等非能动设备和工艺。
2. 传统压水堆的堆芯应急冷却系统主要指安全注射系统，安全注射系统又分为高压安注、中压安注和低压安注。
对于M310 堆型的设计，高压安注和化容系统（非专设安全系统）上充功能共用高压安注泵，此外还包括一个硼酸再循环回路。
传统压水堆的应急堆芯冷却系统大部分都是采用能动的设备，如：电动泵、电动阀等，中压安注采用非能动的方式，与AP1000 相同，均采用氮气加压，靠压缩氮气将冷却水注入堆芯。
3. 从PXS的功能来说，不仅有安全注射功能，相当于传统PWR的安注系统，还有堆芯衰变热导出功能，相当于传统PWR 的应急给水功能（AP1000 没有应急给水系统）。
PXS还执行安全壳pH 值控制，在传统的PWR 中，安全壳pH 值控制是由安全壳喷淋系统实现的，AP1000 没有设置专用的安全壳喷淋系统。
因此，PXS还兼有传统的PWR 应急给水和安全壳喷淋系统的部分功能。
4. 传统压水堆核电站专设安全设施通用的设计准则主要有：1）设备必须高度可靠，以便在需要投入时能够按设计要求充分发挥其功能。
即使在发生所假想的最严重地震时，专设安全设施仍能发挥其应有的功能。
2）系统要有多重性。
一般应设置两套以上执行同一功能的系统，并且最好要按不同的原理设计以体现其多样性，这样即使出现单个系统设备故障也不至于影响系统安全功能的发挥，同时也避免了共因故障使系统安全功能失效。
AP1000堆型反应堆冷却剂系统主要设备安装技术摘要：反应堆冷却剂系统（RCS）的主要功能是将堆芯产生的热量传递给二回路系统，同时还可进行中子慢化、反应性控制以及冷却剂压力的控制，是核电厂最重要的工艺系统。
本文详细探讨了AP1000堆型反应堆冷却剂系统的主要设备安装技术。
关键词：反应堆冷却剂系统；主设备；安装技术反应堆冷却剂系统是压水堆核电站的“心脏”，其安装技术水平直接影响核电厂的运行参数和性能，甚至影响核电站的安全性能，同时，优异的安装质量也是核电站高效运行的重要保证。
另外，反应堆冷却剂系统作为AP1000堆型核心系统，其设备本体特征及安装要求都有很大的改进。
一、反应堆冷却剂系统概述反应堆冷却剂系统又称为一回路系统，具有冷却堆芯、传递热量、压力条件以及超压保护等功能。
其主要设备有压力容器、蒸汽发生器、反应堆冷却剂泵、主管道、稳压器、波动管。
二、RCS系统主设备安装AP1000堆型反应堆冷却剂系统（RCS）设计位于反应堆厂房中的两个最大的结构模块CA01与CA04中，其中蒸汽发生器、稳压器和压力容器均固定在两个结构模块的混凝土基础上。
因整个结构模块设计紧凑，布局空间狭小，且所有主要设备均具有重量大、施工工艺复杂、安装精度要求高的特点，对反应堆冷却剂系统主要设备安装的要求极为苛刻。
若施工工序稍有偏差，将对安装质量造成重大影响。
因此，对主要设备的施工逻辑和安装技术进行详细而深入的研究显得尤为重要。
根据结构模块和反应堆冷却剂系统的特点，可总结出主要设备的施工逻辑。
以压力容器为系统的“心脏”，主管道为系统的“主动静脉”，严丝合密的串联蒸汽发生器与压力容器，待蒸汽发生器定位后悬挂反应堆冷却剂泵，最后，通过波动管和稳压器的组合，完成了整个反应堆冷却剂核心系统的安装。
1、反应堆压力容器（RPV）的引入安装。
在核岛反应堆厂房中心的CA04结构模块中，RPV通过其冷段管嘴下的支撑平台就位于结构模块CA04顶法兰上部的支撑上。
科技信息2012年第35期ＳＣＩＥＮＣＥ＆ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹＩＮＦＯＲＭＡＴＩＯＮ0总体概述设备冷却水系统属于核岛14个系统，主要设备布置于常规岛汽机厂房的第一跨内；系统由核岛负责，布置由常规岛设计；布置需严格按照系统要求设计，系统验证布置设计是否能保证其系统功能的实现。
1系统描述设备冷却水系统（Component Cooling Water System ），简称CCS 系统。
类似于火力发电厂的汽机房闭式循环冷却水系统，通过CCS 换热器被厂用水系统（SWS ）冷却，从而不断将核岛设备散热带出。
它的介质是除盐水，除盐水管道连接至CCS 膨胀水箱，对其进行补水和水位调节。
CCS 包括两台CCS 泵、两台CCS 换热器、一台CCS 膨胀水箱、一台化学加药箱、一台辐射监测器装置和相关的管道、阀门、控制设备和仪表，系统流程如图1所示。
设备冷却水系统是放射性系统和外界之间的屏幕，执行如下非安全相关的纵深防御功能：1）在正常停堆、换料和半管运行时，为正常余热排除系统的热交换器及泵提供冷却；2）为化学和容积控制系统补给泵的小流量热交换器提供冷却；3）为乏燃料池热交换器提供冷却。
设备冷却水系统执行的其他非安全相关的功能如下：1）提供放射性物质向环境泄露的屏障；2）提供厂用水向一回路安全壳系统和反应堆系统泄露的屏障；3）为支持核电厂运行所正常运行所需的各种非安全相关设备提供冷却；4）在非能动余热排出热交换器运行时，向RNS 热交换器提供冷却水，以冷却安全壳内置换料水箱的水；5）在非能动堆芯冷却系统缓解事故后的核电厂恢复运行期间，向RNS 系统提供冷却水带走堆芯热量。
2设备描述2.1设备冷却水热交换器设备冷却水热交换器为板式热交换器，两台设备冷却水热交换器为正常运行热负荷提供了多重性。
在核电厂停堆冷却时，为了达到设计要求的冷却速率需运行两台热交换器，如果只运行一台热交换器将延长核电厂的停堆冷却时间。
在核电厂正常运行时，任一台设备冷却水热交换器可以和任一台设备冷却水泵组合运行。
AP1000反应堆冷却剂系统2016介绍AP1000反应堆是美国科立尼公司开发设计的具有自动和被动安全控制的第三代反应堆，也是世界上极具竞争力的核电站之一。
在AP1000的设计中，冷却剂系统是其中一个至关重要的组成部分，它对保障核电站的安全运行和经济性都起着至关重要的作用。
冷却剂系统的功能和组成部分冷却剂系统是AP1000反应堆中的重要组成部分，它主要起到以下三种功能：•冷却反应堆核心，使燃料和反应堆组件始终处于安全温度下；•传递热能，将反应堆内的热能通过蒸汽发生器传递给锅炉发生器，进一步生产出电能；•维护安全控制，通过控制冷却剂的流量维持核反应速率并保持热能平衡。
AP1000的冷却剂系统主要由以下四个组成部分构成：反应堆液态冷却剂AP1000采用的液态冷却剂是单纯水，其主要作用是保持反应堆温度和强制冷却预警下的冷却措施。
蒸汽发生器蒸汽发生器是传递热能的关键部件，它将反应堆核心传导出来的热能引入到锅炉发生器中，发生蒸汽进一步产生电工作。
泵站泵站是冷却系统的控制中心，通过控制冷却剂的流量来维持核反应速率和保持核反应器的平衡。
储液池储液池是冷却系统的后备组件，主要作用是在冷却系统发生故障时，为反应堆提供冷却。
冷却剂系统的主要特性AP1000冷却剂系统具有以下主要特性：低压力设计AP1000冷却剂系统的设计压力为115kg/cm²，相比第二代反应堆的260-310kg/cm²设计压力，低压力的设计更加安全可靠。
高效的自动和被动安全控制冷却剂系统采用自动和被动安全控制措施，确保在故障情况下能够保证核安全。
能耗低AP1000反应堆利用中子减速器技术，使反应堆中的燃料使用率提高了20%以上，同时也使冷却剂系统能耗降低了20%以上。
AP1000反应堆的冷却剂系统在设计中具有低压力、高效率、自动和被动安全控制和低能耗等优点。
在未来的核电站建设中，AP1000的冷却剂系统有望成为主流的设计方案。
AP1000与CPR1000核电反应堆冷却剂系统介绍及对比目前，国内在建核电主要有AP1000、CPR1000、EPR1000三种堆型，在建核电以AP1000和CPR1000核电堆型为主。
AP1000和CPR1000核电各自整体特点及对比在其他文献中已有介绍，本文主要针对反应堆冷却剂系统分别对两种核电堆型进行介绍和比较。
1 AP1000与CPR1000核电反应堆冷却剂系统相同点AP1000反应堆冷却剂系统（RCS）和CPR1000应堆冷却剂系统（RCP）又称一回路系统，其主要功能是使冷却剂循环流动，将堆芯中核裂变产生的热量通过蒸汽发生器传输给二回路给水使之转化为高温饱和蒸汽，并输送到汽轮发电机组转化为电能。
同时冷却堆芯，防止燃料元件烧毁或毁坏。
冷却剂：两种核电堆型冷却剂均为轻水，它具有比较好的中子慢化能力，使裂变产生的快中子减速成为热中子维持链式裂变反应。
冷却剂中溶有硼酸可吸收中子。
压力和反应性控制：RCS和RCP系统都通过稳压器加热器和喷淋来控制系统压力，以防止系统超压和堆芯中发生不利于燃料元件传热的偏离泡核沸腾现象。
有助于防止相关安全系统的触发，增大电厂的可用率。
二者均通过改变硼溶度和控制棒位置来实现反应性控制。
放射性屏障：RCS和RCP系统压力边界均作为裂变产物放射性的第二道屏障，用来包容反应堆冷却剂同时，也可以在燃料元件包壳破损泄露时，限制放射性物质外逸到安全壳。
系统设备：RCS和RCP系统都包括蒸汽发生器、反应堆压力容器、冷却剂泵、冷却剂主管道热管段和冷管段、稳压器及与其相连的管道、排汽管路。
2 AP1000与CPR1000核电反应堆冷却剂系统差异2.1 系统设计和组成差异AP1000反应堆冷却剂系统由反应堆和相连的两条环路组成，每条环路包括一台蒸汽发生器、两台反应堆冷却剂泵以及一根冷却剂主管道热管段、两根冷管段，共同组成一条反应堆冷却剂闭式循环回路，稳压器接在其中一条环路上。
RCS还包括自动卸压系统（ADS），ADS分4级卸压子系统，包含四组按一定顺序开启的阀门以降低反应堆冷却剂系统的压力，启避免压力升到17.1 MPa，还能使非能动堆芯冷却系统投入为堆芯提供长期冷却。
AP1000主变压器冷却系统运行优化简析发布时间：2021-01-26T03:12:26.637Z 来源：《中国电业》（发电）》2020年第24期作者：熊波[导读] 给出了加强风险分析、人员培训和优化定期试验的建议，为机组的安全运行增加一份保障。
三门核电有限公司浙江省台州市三门县 317100摘要：本文主要从运行的角度出发，结合当前AP1000核电机组主变冷却系统运行和定期试验情况，给出了加强风险分析、人员培训和优化定期试验的建议，为机组的安全运行增加一份保障。
关键词：AP1000，主变冷却，优化建议，安全运行1简介变压器作为核电站与电网传送电能的关键枢纽，其设备的运行可靠性至关重要，而变压器冷却系统是变压器可正常运行的重要保障。
三门核电一期工程两台机组均有三台主变压器（主变），采用的是ODAF的冷却方式,即油流和空气都是强迫循环，绕组内部油流是强迫导向循环。
主变压器的冷却器共有四列，每列冷却器由一台潜油泵和三台风扇以及一个油流继电器组成。
通过转换开关，四列冷却器可以分别处于：备用、工作、停止、辅助一、辅助二这五种模式。
在“工作”模式时，冷却器系统的电源选择可用，即自动投入运行。
当变压器运行至顶层油温至某一温度或者负荷电流达到定值时，启动处于“辅助一”模式下的冷却器工作。
当油温或变压器的负荷电流达到更高的定值时，处于“辅助二”模式下的冷却器将投入运行。
当正在运行中的某台冷却器因故障退出运行，处于“备用”模式下的冷却器将被启动。
以上冷却器的启动都处于自动工作，但是各台冷却器的工作模式需要手动通过转换开关选择。
冷却器的工作电源为双电源系统，发生单电源故障时实现自动切换，但在继电器出现故障时无法自动完成电源切换，此时需要人为干预，及时将冷却器电源切换至备用电源。
本文结合当前主变运行和定期试验方式，给出相应的优化建议。
2背景对主变冷却风扇定期切换的目的是验证备用列可运行，同时由技术支持人员配合对主变散热器控制柜、接线箱进行红外成像检查，及时发现已有的故障或潜在的隐患，确保主变冷却系统能支持其安全稳定运行。
阐述1000MW核电发电机组冷却系统1 概述发电机单机容量增大能降低单位容量成本，提高电厂的经济效益。
提高单机容量的最主要措施在于增加线负荷，但线负荷增加后绕组线圈的温度也随之升高，温度的增加对发电机的安全运行不利，因此必须改善发电机的冷却条件，提高其散热强度，才能将发电机各个部位的温度控制在允许的范围以内，确保发电机安全、可靠地运行。
由于空气的冷却效率低，单机容量增大时，发电机的设计尺寸也将增大，所以当前除了小容量的汽轮发电机仍采用空气冷却外，功率超过50MW的汽轮发电机都广泛采用了氢气冷却或氢气、水冷却介质混用的冷却方式。
其中“水-氢-氢”是目前应用得最广泛的冷却方式，本厂发电机就采用这种冷却方式，也就是发电机定子采用水冷，定子铁芯和转子采用氢气冷却。
2 定子内冷水系统江苏核电有限公司一期工程两台机组均为隐极式同步汽轮发电机。
发电机定子内冷水系统通过冷却水的闭式循环来冷却发电机定子绕组、保证发电机定子绕组的运行：泵→换热器→网格过滤器→磁性过滤器→定子绕组→水箱→泵。
向冷却部件供给化学除盐水（或凝结水）是由两台离心泵（一台工作，一台备用）完成的。
当系统压力降低或切除一台工作泵，则备用泵自动投入；为冷却化学除盐水，设计了两台热交换器（一台工作，一台备用），安装在泵的后面，化学除盐水在热交换器中由非重要用户中间回路冷却到必要的温度，化学除盐水的温度由热交换器出口的冷却水调节器来保证；化学除盐水在机械过滤器中得到清洗，该系统有三台机械过滤器，两台工作，一台备用，这种设计以备检查、清洗滤网时不需停机，用安装在过滤器前后的压差计来监测滤网堵塞情况；为清除意外进入化学除盐水中的铁杂质，在发电机入口安装了持续工作的六台磁性过滤器，磁性过滤器安装在紧接发电机入口管处；清洗并冷却后的化学除盐水被泵送到发电机定子；水箱保证系统足够的水备用，为防止空气进入化学除盐水，工作时在水箱中建立氮气垫；借助气体捕集器，在线监测从定子线圈出口集管出来的化学除盐水中是否含有从发电机氢气冷却系统漏入的氢气；为保证化学除盐水的电导率和pH值，该系统设计了定期投入的阴阳离子过滤器。
浅谈AP1000设备冷却水泵维修策略发表时间：2016-01-12T13:18:40.147Z 来源：《电力设备》2015年6期供稿作者：王秀超[导读] 山东核电有限公司从预防性维修、备品备件储备、设备状态监测等方面归纳出了此泵可以保持长期正常运行的维修策略。
（山东核电有限公司海阳 265116）摘要：本文简要介绍了AP1000设备冷却水泵在AP1000核电机组的重要功能以及结构特点，阐述了此泵的主要故障模式、产生原因以及相应的维修策略，最后，从预防性维修、备品备件储备、设备状态监测等方面归纳出了此泵可以保持长期正常运行的维修策略。
关键词：AP1000；设备冷却水泵；离心泵；故障模式；维修策略1.引言 AP1000设备冷却水泵（以下简称“设冷泵”）是AP1000核电厂的重要设备，其功能是在核电厂正常运行、停堆和各种事故工况下输送设备冷却水，用以冷却一回路各辅助系统以及与核安全相关系统的设备，如AP1000主泵（核Ⅰ泵）等，以保证核电机组的正常运行以及事故后的快速恢复。
AP1000核电厂每台核电机组配置2台设冷泵，在机组正常运行期间1用1备，当备用泵检修而在运行泵出现故障时需要迅速恢复1台，否则将导致AP1000主泵停运，反应堆停堆。
在电厂启动、停堆、换料时，需要2台设冷泵同时可用，当1台或2台设冷泵出现故障时需要迅速修复，否则将影响热量的导出效率，从而导致电厂启动、停堆、换料时间变长。
设冷泵状态的好坏将对AP1000核电机组的正常运行产生重大影响，制定优异的设备维修策略是很有必要的。
2.设备结构特点海阳核电一期工程共有4台设冷泵，为卧式、单级、双吸、水平中开式离心泵，泵的吸入及吐出管均在泵轴中心线下方，呈水平方向，与泵轴中心线垂直。
泵体与泵盖的中分面在泵轴中心线上，呈水平方向，便于揭开泵盖检查泵内的全部零部件，而无需拆卸泵的吸入管、吐出管及电动机，因此检修较为方便。
3.设备主要故障及维修策略本文通过参考国内其他核电厂相似泵的维修经验，并结合设冷泵的结构特点，归纳出了设冷泵的主要故障模式、产生原因以及相对应的维修策略，如下所示：3.1泵轴承损坏设冷泵设有径向轴承和推力轴承，以保证泵能在特性曲线上的任何点连续运行。
探讨AP1000电厂循环水流量测量循环水系统（CWS——Circulating Water System）是一个开放的冷却水系统，它将冷凝器的热量传输至海水。
循环水系统为开放式循环冷却水系统提供冷却水源以冷却汽轮机厂房闭式冷却水系统热交换器。
三门核电循环水系统包含两台50%容量的循环水泵，循环水泵从循环水泵房内的前池取水，前池则通过混凝土涵洞连接到三门湾，在海水进入取水井前的路径上还安装了闸板、固定式拦污栅及旋转滤网。
循环水泵是浸入式动叶可调立式混流泵，主要包括钟形吸入口、碗状出口管、柱状接管、出口弯管、轴、叶片及径向轴承，适用于大容量工况。
循环水泵采用立式泵壳，减少了安装空间。
碗状出口管内布置有七个叶片，可以减少水力振动，泵叶片浸没在吸入井中，能在较低的净正吸入压头下确保正常运行。
电机旋转部件在滑动轮毂内与六叶空心转轴相连，空心转轴分为上下两部分。
1 流量测量的必要性循环水泵能通过一个机械装置调节叶片角度以获得最佳效率，这一调节也可以在泵运行过程中进行。
可以根据海水温度及机组负荷任意改变循环水流速及压头，改变叶片的角度，叶片角度是通过就地或远方手动控制调节，最终通过循环水泵自身的油压系统实现。
由于夏天与冬天海水温度差别较大，对凝汽器的冷却效果不一样，通过调节循环水泵的叶片角度，调节对凝汽器的冷却水量。
由于通过温度的计算来调节叶片角度是一个比较缓慢的过程，而通过测量循环水的流量值，来确定循环水泵叶片调节的角度是有效的方法。
电厂循环冷却水系统的正常运行，是保证电厂安全、经济运行的前提条件。
由于循环水系统管道直径大，水流速度较低（约3m/s），采用传统的类似于孔板流量计进行流量测量存在许多问题，而且测量准确性较低，增加了循环水泵的电能损失。
如今，许多电厂已经开始使用各种方法对凝汽器循环冷却水的流量进行测量，以获得更准确的流量值，进而更精确地调节循环水泵叶片的角度，达到更高的经济效益。
2 流量测量的方法流量测量的方法有许多种，下文简单对比几种流量测量方法：（1）旋桨式流量计：水流推动流量计的叶轮旋转，叶轮旋转产生电脉冲，通过速度来计算出流量值，该方法在日本有使用经验。
工程技术DOI：10.16660/ki.1674-098X.2020.12.001AP1000核电站常规岛闭式冷却水系统全厂失电工况研究胡剑平(中核集团三门核电有限公司 浙江三门 317112)摘 要：介绍AP1000核电站常规岛闭式冷却水系统基本信息；重点分析全厂失电工况方案研究；提出该系统在正常运行、全厂失电、柴油机带载运行、恢复供电四个步骤的控制方案；计算在不同运行泵数量下的冷、热水阀开度总和，以防止单台泵运行超流量；核算冷水阀V007在最大流量工况下不会发生汽蚀；对其他电站在全厂失电工况下的闭式水系统投运方式具有较好的借鉴和参考意义。
关键词：AP1000 核电 常规岛闭式冷却水系统 全厂失电中图分类号：TM623 文献标识码：A 文章编号：1674-098X(2020)04(c)-0001-031 引言三门核电一期工程常规岛闭式冷却水系统，设计方为日本三菱重工和华东电力设计院，该系统向常规岛设备提供冷却水，并将导出的热量传输至开式循环冷却水系统，并最终通过循环冷却水系统将热量排放入大海。
主要设备有三台闭式冷却水泵和三台板式热交换器，正常运行工况，为两台50%容量的泵并联运行[1]。
三菱重工的参考电站为日本泊三电厂，有两台闭式泵设计为柴油发电机做备用电源，然而三门核电一期工程受限于柴油发电机的容量，在全厂失电时，仅能够启动一台闭式泵（C泵）提供冷却水，本文对常规岛闭式水系统全厂失电工况研究，通过分析计算提出防止单台闭式泵运行超流量，同时避免冷水阀V007发生汽蚀的控制方案，为汽轮发电机等常规岛设备安全停机提供可靠保障。
2 方案研究常规岛闭式水系统在正常运行时，为两台闭式冷却水泵A和B运行，C泵备用；当发生全厂失电事故工况时，闭式泵A和B停运，C泵由柴油发电机带载启动。
为确保该系统稳定运行，以下通过分析计算，提出正常运行、全厂失电、柴油机带载运行、恢复供电四个控制步骤。
2.1 正常运行在两台闭式泵A和B运行，C泵备用的正常工况下，通过自动调节冷水阀V007和热水阀V009的开度K1和K2，使闭式水出口母管的温度TE003保持恒定在35℃。
科技信息2012年第35期ＳＣＩＥＮＣＥ＆ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹＩＮＦＯＲＭＡＴＩＯＮ0总体概述设备冷却水系统属于核岛14个系统，主要设备布置于常规岛汽机厂房的第一跨内；系统由核岛负责，布置由常规岛设计；布置需严格按照系统要求设计，系统验证布置设计是否能保证其系统功能的实现。
1系统描述设备冷却水系统（Component Cooling Water System ），简称CCS 系统。
类似于火力发电厂的汽机房闭式循环冷却水系统，通过CCS 换热器被厂用水系统（SWS ）冷却，从而不断将核岛设备散热带出。
它的介质是除盐水，除盐水管道连接至CCS 膨胀水箱，对其进行补水和水位调节。
CCS 包括两台CCS 泵、两台CCS 换热器、一台CCS 膨胀水箱、一台化学加药箱、一台辐射监测器装置和相关的管道、阀门、控制设备和仪表，系统流程如图1所示。
设备冷却水系统是放射性系统和外界之间的屏幕，执行如下非安全相关的纵深防御功能：1）在正常停堆、换料和半管运行时，为正常余热排除系统的热交换器及泵提供冷却；2）为化学和容积控制系统补给泵的小流量热交换器提供冷却；3）为乏燃料池热交换器提供冷却。
设备冷却水系统执行的其他非安全相关的功能如下：1）提供放射性物质向环境泄露的屏障；2）提供厂用水向一回路安全壳系统和反应堆系统泄露的屏障；3）为支持核电厂运行所正常运行所需的各种非安全相关设备提供冷却；4）在非能动余热排出热交换器运行时，向RNS 热交换器提供冷却水，以冷却安全壳内置换料水箱的水；5）在非能动堆芯冷却系统缓解事故后的核电厂恢复运行期间，向RNS 系统提供冷却水带走堆芯热量。
2设备描述2.1设备冷却水热交换器设备冷却水热交换器为板式热交换器，两台设备冷却水热交换器为正常运行热负荷提供了多重性。
在核电厂停堆冷却时，为了达到设计要求的冷却速率需运行两台热交换器，如果只运行一台热交换器将延长核电厂的停堆冷却时间。
在核电厂正常运行时，任一台设备冷却水热交换器可以和任一台设备冷却水泵组合运行。
2.2设备冷却水泵设备冷却水系统有两台卧式离心泵，由交流电机驱动。
泵的流量能够满足相应热交换器的换热热负荷要求。
在核电厂正常运行时只需一台泵就可以满足系统设计要求。
2.3设备冷却水膨胀水箱设备冷却水系统有一台膨胀水箱，用来调节由于运行温度变化引起的设备冷却水容积的变化，膨胀水箱能够满足每分钟50gal （11.36m 3/h ）的系统内漏或外漏，且30min 内不需要操纵员的任何干预。
2.4设备冷却水系统阀门设备冷却水系统中绝大多数阀门都是手动阀门，用来隔离给定电厂运行模式中不需要冷却的设备冷却水。
贯穿安全壳的设备冷却水系统供水管及回水管线上安装有一台电动隔离阀。
阀门常开，接到设备冷却水大流量信号时关闭。
这时表明，有大量的反应堆冷却剂通过反应堆冷却剂泵冷却盘管或热屏向设备冷却水系统泄露。
关闭这些阀门可以防止带有放射性的反应堆冷却剂泄露至设备冷却水系统。
每一台反应堆冷却剂泵的冷却水出口管线上都安装有卸压阀。
这浅述ＡＰ１０００核电厂设备冷却水系统明小名1李东民1陈君1韩滔潮2（1.陕西达华电力工程有限责任公司广州分公司广东广州510663；2.广东省电力设计研究院广东广州510663）【摘要】本文介绍了AP1000核电厂设备冷却水系统的主要系统流程和系统功能，简述了系统的主要布置要求，梳理了这个系统的布置难点，并提供了一定的解决办法，可为设计人员熟悉这个系统和进行布置设计提供一定的参考。
【关键词】AP1000；14系统；设备冷却水系统图1CCS 系统流程图○电力与能源○395科技信息ＳＣＩＥＮＣＥ＆ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹＩＮＦＯＲＭＡＴＩＯＮ2012年第35期些阀门用于反应堆冷却剂泵冷却盘管或热屏发生传热管破裂时，保护泵电机冷却夹套和设备冷却水管道。
在下泄热交换器设备冷却水出口管上的卸压阀也用于热交换器传热管破裂时保护设备冷却水管道。
其他设备的冷却水出口管线上安装有小型的卸压阀。
当设备冷却水管道被隔离时，可卸去因水温上升而膨胀的容积。
3系统运行3.1核电厂启动核电厂启动是指将反应堆从冷停堆状态带到零功率运行的温度和压力，然后进入功率运行状态。
正常情况下，换料后的启动时，设备冷却水系统的两个序列都应投入运行。
3.2正常运行在核电厂正常运行期间，只需要设备冷却水一个序列的设备投入运行。
如果运行序列的设备冷却水泵发生故障，另一序列将自动启动。
正常运行期间，设备冷却水系统的泄露将由膨胀水箱低水位信号触发补水管线上阀门的自动开启来进行补给。
核电厂运行人员定期对设备冷却水进行取样，以确定化学成分是否满足要求。
如果需要，通过化学加药箱加入适量的化学添加剂，由泵出口母管、经膨胀水箱到泵进口管的循环管线，混合化学添加剂。
当单一能动设备失效时，CCS 仍可以导出支持电厂正常功率运行所需的各种设备的热量。
正常运行时，CCS 设计遵循以下准则：在核电厂处于正常运行或停堆阶段时，提供给电厂设备的设备冷却水温度保持在限定的水温之内。
正常运行时，CCS 水温不超过95℉（35℃）。
提供给核电厂设备的设备冷却水最低温度为60℉（15.6℃）。
CCS 提供足够的波动能力，允许每分钟50gal （11.36m 3/h ）的泄露量（内泄或外泄），并且30分钟内无需操作人员的任何干预。
CCS 在安全壳内的运行压力大于安全壳的设计压力[45psig (0.310MPa,表压)]。
水化学方面：为了满足核电厂60年的设计寿命，系统需要添加防腐剂。
CCS 系统的水质既要防止热交换器表面的污垢沉积，又要保证最小的腐蚀。
关于放射性泄露的考虑：为了防止放射性物质从反应堆冷却剂泵或下泄热交换器传热管泄露，这些设备的CCS 回水管上均安装了自动隔离阀门。
3.3电厂停堆电厂停堆是指反应堆从功率运行阶段至换料阶段。
在这个过程中，设备冷却水系统的两个独立序列都需运行。
电厂停堆的第一阶段，反应堆冷却剂系统通过蒸汽发生器和主蒸汽系统实现降温降压。
电厂停堆的第二阶段（大约在反应堆停堆4h 之后），反应堆冷却剂温度和压力分别降至350℉（176.7℃）和400~450psig （2.758~3.130MPa （g ））时，余热排出系统投入运行。
在停堆96h 之内，设备冷却水系统和正常余热排出系统以及厂用水系统将反应堆冷却剂系统降温至125℉（51.7℃）。
在停堆冷却阶段，各设备的冷却水进口温度不能超过110℉（43.3℃）。
两台设备冷却水泵和两台热交换器同时运行以满足核电厂停堆速率的要求。
一旦一台设备冷却水泵或热交换器发生故障，将会延长停堆时间。
3.4电厂换料在电厂换料期间，设备冷却水系统的两个序列都需投入运行，若厂用水的海水进口温度为90.5℉（32.5℃），则CCS 系统将维持乏燃料池水温低于120℉（48.9℃）。
3.5应急整堆卸料在应急整堆卸料期间，设备冷却水系统两个序列都必须投入运行，以维持乏燃料池温度低于120℉（48.9℃）（假设池中累积了最大数量的乏燃料）。
3.6丧失厂外电丧失厂外电后，两台备用柴油发电机启动运行。
设备冷却水系统自动加载至柴油发电机以继续向重要的核岛热负荷提供冷却水，如RNS 热交换器和泵、SFS 热交换器、CVS 补给泵小流量热交换器。
丧失厂外电后，SWS 泵也通过加载至柴油发电机来维持核岛的热阱。
3.7IRWST 的冷却非能动余热排出系统热交换器从高温高压工况下的RCS 系统导出衰变热，使IRWST 中的水温上升。
水温可以通过与IRWST 相连的正常余热排出泵来进行控制，多余的热量可以通过RNS 热交换器、设备冷却水系统及SWS 导出。
需要时，RNS 也可在正常运行工况下降低IRWST 水箱中的水温。
3.8事故后冷却与恢复当自动降压系统ADS 触发，安全壳被IRWST 流入安全壳地坑的水淹没后，通过正常余热排出系统、设备冷却水系统和厂用水系统的运行来排出堆芯衰变热，实现对地坑内水的冷却。
4布置要求根据AP1000和AP600的标准设计，CCS 的设备和管道布置有以下主要要求和特点：汽机房内的SWS 管道要求具备检修条件，原则上要求走明管，不能埋管；若布置于地沟内，需留出足够的空间。
SWS 过滤装置布置在汽机房内，而不是第一跨；CCS 泵和换热器均布置在第一跨内，CCS 膨胀水箱和CCS 化学加药箱布置于除氧层；CCS 泵入口和出口的管道布置空间要求高，入口需要5倍管径长的直段以保护泵，出口至换热器入口的的管道要求尽量直并有足够的长度；膨胀水箱出口和泵入口的垂直高度需满足要求；CCS 回水母管上的流量测量计、各用户支路上的节流孔板所在的直段长度均要求较长；某些阀门为减小阻力，采用直通式截止阀。
5布置难点AP1000和AP600的标准设计中，第一跨尺寸偏小，难以按要求布置CCS 泵和CCS 换热器，以及相关的管道。
第一跨的第一层楼板标高为5.33m ，即使布置CCS 泵，也无法满足检修条件；除非第一跨底层降低标高。
随着设计的进展，由于需要在第一跨和紧挨第一跨的汽机房内安装主蒸汽和主给水管道的防甩土建结构，使得第一跨内基本不能布置任何CCS 系统的设备。
CCS 泵的设计远比流量基本相同的闭式冷却水泵的设计保守严格，由此造成泵荷载和基础大很多，不利于土建设计，需提供更多的基础空间。
SWS 过滤装置、CCS 泵、CCS 换热器、CCS 泵入口临时滤网以及SWS 管道在CCS 换热器出口布置的辐射监测装置之间的管道连接复杂，要求苛刻，阀门繁多，需要较大的布置空间来满足。
SWS 和CCS 系统由西屋公司设计，西屋公司对海外项目控制得较为严格，支管的接管顺序、大小头和三通的设置、疏水放气点的设置等凡是PID 图纸上的设计均基本不能更改，给布置根据实际情况调整带来很大的不便。
6解决办法CCS 系统的布置问题说到底是空间问题。
目前，国内两台AP1000机组分别采取了两种不同的处理方法，一是降低第一跨内的底层标高（前提是，当考虑土建放甩结构后，能保证第一跨内的水平空间）；二是将CCS 泵和CCS 换热器布置在紧邻第一跨的汽机房内，充分利用第一跨内剩余空间和汽机房框架柱周围空间巧妙布置众多阀门（前提是，紧邻第一跨的汽机房内仍有比较充足的空间）。
对于后期的工程，从投标开始，充分考虑和规划好CCS 和SWS 乃至整个14个系统在第一跨、汽机房的布置；充分研究和落实主蒸汽主给水管道的防甩方案并预留足够的空间，以免在后续设计中布置困难。
对第一跨各楼层的标高进行优化，对第一跨的布置进行优化。
7结束语AP1000核电厂的设备冷却水系统的系统流程和系统功能和M310、CPR1000等核电厂对应系统基本是一样的，但由于AP1000特有的设计，把核岛相关的14个主要辅助系统布置于汽机房内，因而在布置上存在较大的差别。
