三门核电范文
时间：2023-03-04 13:09:15
三门核电范文第1篇
关键词：AP1000；反应堆冷却剂泵；抽真空启动
1.引言
三门核电机组的运行特点之一即为采用全密封式的反应堆冷却剂屏蔽电动泵，从而消除了轴密封式主泵上可能发生的因轴封损坏造成冷却剂泄漏的隐患。虽然三门核电主泵具有转动惯性大、可靠性高、维护保养要求低的特点，但是由于如此大功率的屏蔽泵首次在核工业界应用，故主泵的制造、调试、运行、维修等相关技术一直得到业界广泛的关注。本文将通过分析三门核电主泵及其变频器的特性和技术要求，总结出三门核电屏蔽式主泵的运行特点，为三门核电主泵的安全稳定运行奠定基础。
2.主泵结构介绍
三门核电主泵是一台立式、单级离心泵。主泵由水力部件、电机部件和其他部件组成，主泵装有三个轴承，两个径向轴承和一个双向推力轴承，都在电机一侧，轴承采用水方式。
3.主泵反转时的运行要求
传统核电厂的主泵没有设置变频器，故若在主泵倒转时定子线路合闸，则主泵受到一个制动力矩，转速逐渐下降，但是转子储存的能量和外电网输入的电能均消耗在电机的定子绕组中，即定子的电流突然增大，导致定子绕组烧毁。故传统核电厂的主泵均设置防逆转装置，以防止主泵停运后倒转。
AP1000的主泵由于设置了变频器，使得若在主泵倒转时定子电路合闸，则可以通过改变变频器的导通角先使主泵由倒转转速制动到零转速，使电机转子储存的能量通过定子电路传递给电网，随后再从零转速进行主泵启动，因而不会导致电机定子绕组烧毁，故AP1000主泵不设置防逆转装置，允许主泵倒转运行。如果一台倒转运行的主泵没有接通电源，则由设冷水带走主泵发热，防止倒转主泵烧毁。AP1000的主泵变频器可以使主泵在反转转速为-85%至0%同步转速范围内运行。
正常运行时如果一台主泵丧失冷却水，此时若只停运该故障主泵，则故障主泵会发生倒转，而丧失冷却水的故障主泵在倒转工况下运行会导致该主泵烧毁。故在正常运行时若一台主泵停运则允许故障主泵倒转运行，但若一台主泵是因为丧失冷却水（如出现主泵轴承水温度高信号）而停运时则必须同时停运所有主泵，防止故障主泵倒转运行。
如果在功率运行时失去1 台主泵，则停运的主泵无法在其他3台主泵额定转速运行工况下重新启动。为防止超电流启动，必须将其他3台运行主泵降速至315rpm，才能启动停运的泵，以减小反向冲击力矩。
另外，若一环路的两台主泵同时倒转运行则一环路热段的冷却剂将会从蒸发器流向压力容器，影响非能动余热导出热交换器投入时的自然循环冷却过程，故当有主泵运行时，一环路至少有一台主泵运行，以防止事故情况下影响非能动热交换器的运行。
4.抽真空启动时对主泵的运行要求
为了降低主泵启动时低温超压的风险，同时降低反应堆启动所需的时间，AP1000在反应堆启动时除了可以延用传统核电厂采用的水实体启动方式外，还可以采用抽真空启动，即在一回路充水过程中将一回路压力抽至真空状态，并在真空状态下建立稳压器汽腔，通过稳压器压力控制将一回路压力升高至主泵净正吸入压头后启动主泵。由于主泵定子屏蔽套内的压力不准超过定子屏蔽套外6.9KPa，以防止定子屏蔽套损坏，故在一回路抽真空启动时，需要同时对定子屏蔽套内进行抽真空，具体做法为：
1）在一回路抽真空之前，首先利用喷射泵对定子屏蔽套抽真空管线进行泄漏试验，以防止在一回路抽真空时由于定子屏蔽套抽真空管线的泄漏而导致定子屏蔽套内的压力高于定子屏蔽套外；
2）在一回路抽真空时，同时对一回路和定子屏蔽套抽真空，从而保证在一回路抽真空过程中一回路和定子屏蔽套内的压力始终相等；
3）当一回路抽真空结束后，升高一回路压力至大气压时，利用主泵氮气罐里的氮气将定子屏蔽套内的压力升高至14-21KPa（表压）之间，维持五分钟后，通过排气将定子屏蔽套内的压力降至大气压，然后拆除主泵定子腔室排气软管，将定子屏蔽套排气孔用盲板堵死。之后定子屏蔽套内的压力便不随一回路压力变化而变化，可以继续对一回路进行升压。
5.系统对主泵运行的要求
为了保证反应堆的安全稳定运行，主泵运行必须满足以下要求：
1）在模式1、2及停堆断路器闭合状态下的模式3，一回路两个环路必须可用并处于运行状态（4台主泵及其变频器正常运行），用于在控制棒意外提升事故时提供一个强迫循环流量以导出堆芯热量，防止发生DNB；
2）在停堆断路器开启状态下的模式3、4、5，不可能发生控制棒意外提升事故，但如果非硼化水源没有与一回路隔离，则此时可能发生硼稀释事故，如果一回路流量较大则一回路搅浑能力较强，堆芯硼浓度下降明显，堆外源量程中子探测器会产生硼稀释闭锁信号隔离非硼化水源。但如果此时一回路流量较小，则硼稀释事故可能在长时间内不被发现。故在停堆断路器开启状态下的模式3、4、5，若同时非硼化水源没有与一回路隔离，则此时需要至少一台主泵运行且通过一回路的流量不小于3000gpm，以及早发现硼稀释事故，同时促进导出堆芯余热，防止发生DNB；
3）在停堆断路器闭合状态下禁止启动主泵，以防止在启动主泵时将一回路中硼浓度较低的冷却剂带入堆芯导致发生未经分析过的反应性增加事故；
4）在一回路温度超过177°C时，若稳压器水位超过92%，则禁止主泵启动，以防止主泵启动时的加热瞬态导致一回路低温超压事故；
5）在一回路冷段温度不超过177°C时，只有任一蒸发器二次侧温度均不超过其对应的一回路冷段温度28°C且主泵启动速度不超过17.5%同步转速时才允许启动主泵，以防止主泵启动时的加热瞬态导致一回路低温超压事故；
6）当向一回路中添加化学物质或调整一回路硼浓度时，至少一台主泵或RNS泵必须运行以保证一回路化学物质分配均匀；
7）当一回路平均温度高于71°C时，必须至少保证一台主泵运行；
8）为了提供稳压器喷淋流量，RCP1A、RCP1B至少运行在50%额度速度；
6.总结
1）AP1000主泵不设置防倒转装置，允许主泵在倒转工况下连续运行。但此时应注意保证倒转主泵的冷却，并防止影响PRHR HX的运行；
2）在一回路抽真空启动前，需要对定子屏蔽套内进行抽真空，以防止定子屏蔽套内压力超过定子屏蔽套外时损坏定子屏蔽套；
3）主泵轴承采用水方式，简化了控制方式，但是必须严格控制主泵转速在315rpm以下运行的时间，以防止轴承损坏。
参考文献：
[1] 三门核电一期工程初步安全分析报告，2009.
[2]AP1000设计控制文件，17版 ，2008.
[3]CPP-EV02-VNM-001，Revision 0，VFD operation，maintenance，and installation manual，Siemens Industry，Inc.
三门核电范文第2篇
本文记述主角郑本文，作为三门核电的第一任总经理，虽然由于年龄原因，其担任这一职务的时间并不长，但他亲临了三门核电从开始启动厂址到最后确定采用AP1000技术的过程。近日，他以一个主要建设者之一的身份，向《能源》杂志记者叙述了其在三门核电工作的往事。
我是1982年3月调入秦山核电厂的，这是我国大陆第一座核电站。从1984年起，在这里，我先后担任了厂党委副书记、副厂长、秦山核电公司副总经理。1992年4月，我又被调到秦山核电二期任副总经理、党委书记。直到2000年，被调到三门，主持三门核电项目筹备工作。
三门这个厂址资格很老。实际上，我国准备建第一个核电站时，上报国家的厂址中就有它，是和秦山核电的厂址一起上报的。最后，海盐秦山这一厂址被选中，浙江省电力局就把三门这一厂址保护起来了。直到1999年，浙江省希望能够和中核进行合作，联合来开发这一厂址。
2000年2月，中核集团公司从浙江省手中接过三门核电厂址，我被受命主持三门核电项目筹备工作。2001年2月20日，浙江三门核电项目筹备处成立，我当时任主任。2004年7月21日国务院批准建设三门核电站一期工程，2005年4月，三门核电有限公司成立，我当选为首任总经理。
“抢跑”的前期开发
实际上，从1998年到2003年的这五年内，国家未核准新的核电项目。直到2003年，新一届政府才将“适度发展核电”调整为“积极发展核电”，决定启动一批新的核电项目。
2004年，国务院批准了三门核电站的一期工程，但2002年，这一厂址的前期开发工作就由浙江省批复了。我领导的三门核电项目筹备处已经开始进行三通一平、征地等工作。
我们2003年向国家上报，原计划2004年要争取项目开工，力争2年时间把前期工作做完。最初三门核电决定被开发的时候，还没有涉及到技术引进的事情，当时上报给国家的是，要建设百万千瓦级核电站的规划，拟采用的技术与岭澳一期核电站的技术相同，也就是M310改进型技术。
当时我国主流的核电技术就是M310改进型，要沿着岭澳核电站的技术路线往下走。同时上报给国家想要建设百万千瓦级核电站的还有中广核的阳江厂址。
但在这期间，国家领导层的思想发生了转变。2004年，我国确定了核电技术要进行国际招标，引进三代技术的计划。也就理所当然地把三门核电和阳江核电作为引进技术的示范厂址。因此，2004年，中核和中广核最重要的工作就是写对外招标书。
为什么三门核电在国家未给出批复文件的时候就提前进行了前期开发？那是因为当时的浙江省缺电现象相当严重。一些工厂经常是三天只开工一天或两天，这严重影响了浙江省的经济发展。在秦山核电取得成功运行的经验后，浙江省政府非常希望能够再开发一座核电站，以补足浙江的电力需求。
当时张德江是浙江省省委书记，省长是柴松岳。对于三门核电的开发工作，这两位领导非常支持。但当时国家对于核电项目的审批很谨慎，迟迟不批准新项目。
2001年，也就是中共建党80周年之际，在嘉兴一个会议上，浙江省领导与中核集团领导会面时，就商定三门核电站启动项目前期工作的计划。
所以，2002年，浙江省开了核电建设的先河，在没有拿到国家路条的情况下，由省里批复了核电项目的前期工作，并且立了项。
2002年的5月1号，三门核电的前期开发工作正式开始，包括三通一平、征地、建设大坝等，投资方也开始进入。
当时，浙江省为了批复这个前期项目，把项目的资金投资设定为4亿9千9百多万。因为按照当时的规定，一般性5亿之内的项目，省里是有权可以批复的，超过5亿的，就必须上报国家了。这也就是刚好打了个球。
当时，中核集团归国防科工局管，我们向其汇报时，有领导说这个厂址没有国家批文，是不允许启动的，这就叫“偷跑”。但等到国家正式批复，再来做项目的前期工作，时间上比较耽搁，所以三门核电提前做准备，厂址启动也就启动了。
在国家核安全局的一次会议上，国家核安全局领导也对这一项目提出了异议，但最后也就不了了之。我认为，他们的允许也是基于中国今后两年核电会大发展的预计。
为了支持这一项目，浙江省电力局给三门核电投了一笔钱（后来正式立项之后，已还）。这一项目审查时，很多专家提出来，这么大一核电项目，前期工作的资金不到5亿，肯定是做不到的，绝对会超过6亿甚至7亿。
但结果是，在我们的努力下，前期工作所花的资金不仅没有超过5亿，反而节省了几千万。就拿三门核电北面的海堤举例来说，专家评审时，评估所需的资金为6000万，但我们花了不到3000万就修好了。
三门核电能够提前启动，这主要得益于当时浙江省委的领导，这也在一定程度上为后来三门核电的正式推进工作节约了时间。
采用技术的转变
按照原计划，三门核电是按照M310改进型技术来开发。2004年，我们收到国家核电技术要进行国际招标，三门核电采用技术有变的消息，第一感受就是三门核电项目肯定是要延迟，原计划2004年开工的设想肯定是没法完成了。
浙江省和中核集团的想法都是想尽快实现这一核电站开工建设，至于采取什么技术，是无权决定的，唯一的目标就是希望国家能够尽快下达批文。
2004年9月份，全称为“中国第三代核电技术依托项目招标”的标书就发出去了，主要是美国的AP1000、法国的EPR和俄罗斯的核电技术来投标，评标的过程持续了近两年。
现任中国核能行业协会副秘书长赵成昆当时是作为核电技术国际招标组的成员，底下带了两个人，我就是其中一个，作为中核集团推荐的招标负责人，另一个是中广核的。
后来，俄罗斯退出了招标，剩下的核心重点就是在美国的AP1000和法国的EPR两种技术中做出选择。原核工业部常务副部长陈肇博，担任此次核电技术国际招标组的组长，询问过我倾向于哪种技术。
经历过秦山一期到秦山二期的长期核电工作，我对核电技术多少有一些认识，对这两家技术的成熟度、建设情况都有一定的了解，我认为AP1000的技术具有先进性，但是没有原型堆，法国的EPR当时在法国、芬兰都已经启动了项目，这里面的利弊关系，我做了分析。
但是我没有明确表态支持哪种技术，因为不允许自己有所倾向。我认为自己只是作为一个执行者，采用哪种技术的决策是国家层面才能决定的。就比如攀登珠穆朗玛峰，从北峰还是南峰登，都是可以登上去的。我们底下人要做的，就是把各种准备工作做好，无论上层做出哪种决定，一旦命令从哪边登，都可以保证登上去。
但是我了解到的情况是，有些人是具有一定的倾向性的，包括728院的一部分人比较倾向于AP1000。但是中广核那边是比较倾向于EPR。两方都对另一种技术进行了仔细的审查，提出了问题。这在我们看来其实是好事，更有利于看清两家技术的优劣。
从2004年标书发出后，2005年起，我们业主也一直跟随着国家核电技术国际招标组进行标书的评定和后面的项目谈判，但后来，主要工作都集中在招标小组来完成，个人感觉，业主在这其间，谈判招标的作用越来越弱化了。
2006年9月，国家发改委在北京郊区天湖宾馆召开会议，这也就是业内比较著名的“天湖会议”，在这次会议上，对两种三代核电技术路线进行了投票并最终确立了引进西屋的AP1000技术。当年11月，国家领导人就正式决定成立国家核电技术公司，负责该技术的引进、消化和吸收。
2007年的3月份，我代表中核集团和三门核电，和西屋公司签了一份谅解备忘录，表明跟西屋的合作基本确定下来了。
因为之前的工作都是核电技术国际招标组和专门的谈判小组来做，所以关于这个备忘录里的信息，之前公开的并不多。直到签完后，我才看到备忘录里的具体内容。对于里面的条款，当时我是有个人意见的。因为从我个人的核电经验上判断，里面的很多条款，从工程建设的角度，分析得不够深入，且要价还是过高。在后来的具体合同上，有的也得到了更改。
2007年4月，因为年龄原因，我不再担任三门核电有限公司总经理职务，改任三门核电有限公司高级顾问。对于这些问题，我也过问的少了。
事实上，在与西屋签订合同时，中方就知道会存在风险。西屋AP1000不仅没有原型堆，当时其首台主泵的第一试验都没有做。很多院士也都担心这个问题，提出对于AP1000的主泵等设备问题要认真对待，将来可能会出现一些风险，并且写了专门的报告上报国家层面。
三门核电范文第3篇
关键词：三门核电；堆内仪表系统；核反应堆；信号处理机柜；探测器 文献标识码：A
中图分类号：TM623 文章编号：1009-2374（2015）22-0081-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.22.040
1 概述
三门核电堆内仪表系统对反应堆功率及堆芯出口温度进行测量，并将堆芯热功率、停堆反应性限值裕量、堆芯出口温度等信息在主控室进行连续显示，对操纵员评估堆芯工况有重要意义。
2 系统功能
2.1 堆芯出口温度监测
堆内仪表系统对所选堆芯位置的燃料组件的出口温度进行监测，并可在事故后提供反应堆堆芯出口的主冷却剂温度信息，作为操纵员在事故情况下评估堆芯工况的重要依据。
2.2 堆芯功率监测
堆内仪表系统对堆芯功率进行监测，生成3D堆芯功率分布图并在主控进行实时显示。此外，还可以根据堆芯功率分布信息计算出实际的堆芯峰值因子，连续显示这些限值裕量信息，使反应堆操纵员可评估实际堆芯工况，并在低裕量和超限时提醒操纵员。
3 系统结构
堆内仪表系统设备主要包括堆内仪表套管组件、仪表格架组件、信号处理机柜和应用服务器。
3.1 堆内仪表套管组件
核电厂的堆内核测系统可分为移动式和固定式两种。移动式测量系统的探测器不能长期安装在堆芯内，只能定期插入堆芯进行短时间测量，因此不能对堆芯进行实时监测。三门核电堆内仪表系统采用固定式测量，将堆内仪表套管组件（IITA）固定安装在堆芯进行实时监测。堆内仪表系统共有42个IITA，每个IITA中有1个堆芯出口热电偶（CET）和7个不同长度的自给能中子探测器（SPD），其中最长的SPD覆盖了整个堆芯活性区域的高度，其他6个SPD以最长探测器的1/7长度顺序递减，见图1。探测器的引出电缆布置在活性区域以上，保证了每个SPD的电缆长度一致，因此通过探测器间的差分比较消除电缆噪声电流对SPD信号的干扰。
3.2 仪表格架组件
三门核电堆内仪表系统采用从压力容器顶盖插入的方案，利用一个可移动的仪表导向通道系统（即仪表格架组件IGA），将IITA从顶盖外面引入压力容器内，在停堆换料时可以将活化的IITA随IGA和上部堆内构件留在水下。在IITA贯穿顶盖处，采用8个快速连接装置（Quickloc）实现一回路压力边界密封，并能在停堆换料时快速地拆除与连接。
仪表格架组件为IITA在压力容器内部提供连续的导向通道，引导IITA穿过上部堆内构件的42个支撑柱，并最终引导至42个不同位置燃料组件的仪表导向管内。
IGA主要由仪表格架板、导向套筒、IGA IITA管束及支撑结构、Quickloc棒束、仪表导管和套管组件等组成。
仪表导管固定连接在仪表格架板底部，而套管则套装在仪表导管的外部，两者可以相对滑动。在正常运行位置时，仪表导管和套管重合套在一起，并插入在上支撑柱内，套管底部由上支撑柱下面的仪表转接器托住。在停堆换料期间，当提升仪表格架组件时，仪表导管随仪表格架板向上提升，套管起初由仪表转接器托住，在支撑柱内保持不动。当IGA提升约燃料组件长度的一半高度时，仪表导管完全从上支撑柱中抽出，而套管还在上支撑柱中；在IGA提升剩余一半高度的燃料组件长度时，套管在仪表导管的带动下也从上支撑柱中逐渐抽出，但套管底部始终在上支撑柱内。IGA的这个设计特点，为IITA提供了完整的导向通道，这样即使IGA在完全提升位置，IITA在整个长度上都处于导向通道的保护中。
3.3 信号处理机柜及应用服务器
堆内仪表系统的信号处理机柜接收到SPD电流信号后，通过放大器卡件对信号中中子响应特性有关的信号响应延迟进行补偿，并将探测器数据格式化后送给通讯卡件，再送至媒体转换器组件，媒体转换器组件将电信号转换成光信号后送给应用服务器进行运算处理，生成3D堆芯功率分布图。
堆内仪表系统采用冗余配置，每个放大器卡件将处理后的SPD信号分别送到两个独立的通讯卡件，再经两个独立媒体转换器组件转换后送至两个独立的应用服务器进行运算处理，因此每个应用服务器得到的都是全部SPD信息，从而在任意一个通道故障的情况下都能保证堆内仪表系统功能的完整性不受影响。
信号处理机柜位于安全壳内，应用服务器位于计算机房间的数据显示和处理系统（DDS）机柜内。信号处理机柜在不少于22.5个月的平均故障间隔时间内，能承受安全壳内临近处的所有非事故的，预期可能存在的温度、湿度、辐照剂量水平和电磁干扰的环境条件，设备的性能不会降低。
4 三门核电堆内仪表系统的特点
4.1 探测器特点分析
4.1.1 采用超长探测器，提高探测器热中子灵敏度。由于中子灵敏物质的质量越大其热中子灵敏度就越高，因此可以通过增加发射体体积（长度或直径）来提高热中子灵敏度。但由于发射体的直径受β粒子在发射体中最大射程的限制，增加直径所带来的提升不大，所以增加发射体的长度是提高热中子灵敏度的最有效方法。三门核电采用钒中子探测器，但由于钒的热中子灵敏度较低，因此采用增加发射体长度的方式提高探测器的热中子灵敏度。
VVER1000也采用固定式的堆内核测系统，其选用的铑探测器长度为250mm，而三门核电的钒探测器最短约为610mm，最长约为4300mm，分别是VVER1000铑探测器长度的2.4和17.2倍，因此大大提升了钒探测器的热中子灵敏度。
4.1.2 探测器寿命长。由于钒探测器具有低燃耗的特性，因此三门核电的钒探测器设计寿命较长。VVER1000中铑探测器的设计寿命为4.6年，而三门核电的钒探测器的设计寿命为20年，是铑探测器寿命的4倍以上。
4.2 IGA特点分析
4.2.1 使探测器从压力容器顶盖插入，降低泄露风险。秦山一期压力容器底封头有中子测量贯穿件，如果底部贯穿件失效，造成LOCA事故，并有堆芯的危险。
三门核电堆内仪表是从压力容器顶盖插入的，取消下封头贯穿件，避免因下封头贯穿件失效而引起的LOCA事故。
4.2.2 贯穿件数量少。秦山一期压力容器顶盖有2个热电偶贯穿件，底封头有30个中子测量贯穿件，共有32个，贯穿件数量较多。
三门核电堆内仪表系统通过IGA上8个Quickloc棒束将42个IITA固定在堆芯的指定位置，因此只需要8个贯穿件就能完成全部的堆芯出口热电偶和中子测量通道。
4.2.3 为探测器提供保护通道。IITA安装并固定在仪表格架组件上。在停堆换料期间，当换料水池充满水后，通过提升仪表格架组件将42个IITA从燃料组件中抽出，这个设计特点为IITA提供从IGA至上支撑柱连续导向通道。当IITA完全从燃料组件仪表导向管抽出时，将IGA相对于上部堆内构件固定，然后随上部堆内构件一起从压力容器内移至存放台架上。
4.2.4 降低辐射剂量。在整个换料操作过程中，IITA的高放射性部分始终维持在足够深度的水面之下，为操作人员提供安全的辐射屏蔽。Quickloc快速连接装置实现压力边界密封迅速拆除和回装，减少职业辐照暴露时间及缩短停堆换料时间，提高核电厂经济性。
5 结语
三门核电堆内仪表系统采用固定在线式，能实时连续地给出三维堆芯功率分布和堆芯参数，操纵员可以根据堆芯状况变化趋势提前采取措施，防止堆芯偏离正常运行限制。三门核电堆内仪表系统与国内运行核电站的堆内仪表系统有较大区别，尤其是仪表格架组件和Quickloc快速连接装置在国内核电站尚属首次应用，因此带来的密封
泄漏风险、IITA更换操作等问题需要予以关注。
参考文献
[1] 顾军.AP1000核电厂系统与设备[M].北京：原子能出版社，2010.
[2] 贺治国.我国压水堆固定式堆芯核测技术的差异性分析[M].北京：中国核工业音像出版社，2013.
三门核电范文第4篇
关键词：汽轮机；冲转；调速器；超速
1 概述
三门核电厂汽轮机及其控制系统采用日本三菱公司设计，该型汽轮机额定功率1251MWe，额定转速1500rpm，采用四缸六排汽双流对称布置（一高压缸，三低压缸），共设置4个主汽阀（MSV）、4个主调阀（GV）、6个再热主汽阀（RSV）和6个再热调阀（ICV）。汽机控制系统产生的控制信号驱动主汽阀、主调阀和再热调阀的伺服机构调节阀门开度，实现汽机不同运行阶段的转速或负荷控制。文章主要针对三门核电厂汽机在冲转启动、并网前后及正常功率运行期间各种转速控制模式的设计特点分别进行探讨。
2 汽机冲转控制（MSV控制）
与传统核电汽轮机组使用主调阀冲转启动的方式不同，三门核电厂汽轮机采用主汽阀作为汽机冲转的执行机构，为此，主汽阀的阀芯中央设置了独特的小流量先导小阀，只有当先导小阀在阀杆驱动下全开后，主汽阀阀芯才能开启。因此，在冲转控制模式下，汽机控制系统产生的控制信号通过调节汽机主汽阀先导小阀阀位，进而控制汽机进汽量，最终实现汽机从零转速向额定转速的升速启动。
为了实现这种独特的冲转方式，在冲转前，汽机控制系统会向汽机主调阀和再热主调阀提供全开偏置信号使其在冲转控制期间始终保持全开，此时，未配置电液伺服机构的再热主汽阀在调节油压的作用下也保持开启，仅有主汽阀处于全关状态。
汽机冲转程序启动后，主汽阀的先导小阀开始接受冲转控制模式下的控制信号，为实现冲转过程快速、平稳、可控，冲转控制采用比例控制加前馈补偿的控制方式，如图1所示。其中，参考转速由人工选定的目标转速和升速速率自动计算获取，实测转速由3个控制专用的转速计信号经中值选择获得。参考转速与实测转速的偏差（即转速偏差）乘以比例系数得到了比例控制信号，而以参考转速作为输入的函数发生器FX1输出前馈控制信号，二者求和得到MSV阀位需求信号。由于主汽阀先导小阀的开度与蒸汽流量并非为线性关系，因此阀位需求信号还需通过函数发生器FX2进行修正，最终形成的MSV阀门开度指令，伺服驱动机构随即对先导小阀开度进行调节，使汽机按照预定的升速率平稳启动，直至达到目标转速。
3 调速器控制（GOV控制）
汽机冲转至额定转速后，汽机控制系统需要从冲转控制模式切换到调速器控制模式，以便后续通过控制主调阀和再热调阀的开度进行转速和负荷的调节。为了实现控制执行机构的无扰切换，汽机控制系统专门设置了阀门切换功能。一旦启动阀门切换，冲转控制模式下赋予主调阀和再热调阀的全开偏置信号便会自动线性降低，使阀门逐渐关闭，最终1个主调阀保持约4%的无负荷空转设定开度，另外3个主调阀全关，而6个再热主调阀则保持约60%开度。当主调阀和再热调阀就位后，4个主汽阀同时接收线性增加的全开偏置信号，使之逐渐开启至全开状态。至此，汽机控制模式切换完成。
调速器控制模式既可在机组并网前或孤岛运行期间使汽机保持额定转速运行，也可在并网后根据电网频率自动调节汽机负荷输出，参与电网一次调频。调速器控制采用比例控制方式，如图2所示。其中，实测转速与冲转控制模式下的信号源相同，均为中选转速信号。参考转速则取决于机组的运行工况，机组并网前，参考转速为转速设定值，该定值既可在1500±90rpm的范围内手动调节，亦可由同期装置在并网前根据需要自动进行微量调节，以便机组并网。一旦机组并网成功，参考转速则强制为额定转速，不得改变。参考转速与实测转速的偏差与乘以比例系数，再与GOV负荷设定值（并网前初始值为0）相加计算得到阀位需求信号。由于主调阀和再热调阀的开度与蒸汽流量并非为线性关系，因此阀位需求信号还需经函数发生器FX3、FX4分别进行修正，最终计算获得主调阀和再热调阀的开度指令，使汽机在GOV负荷设定值对应的负荷输出下维持额定转速。
机组并网后，汽机可在调速器控制模式下根据电网频率自动调节负荷输出。当电网频率低于额定值时，GOV负荷设定值自动增加，开大主调阀和再热主调阀，以增加机组负荷输出，反之亦然，其负荷设定值与频率特性曲线如图3所示。
4 调速器自动跟踪
机组参与电网一次调频虽有利于电网系统稳定，但汽机若长时间保持这样的运行方式会增加核电厂反应堆功率控制系统的扰动，并使相关设备、管道受热应力频繁变化而产生不利影响，因此，核电汽轮发电机组一般采取带基本负荷的运行方式。与传统核电厂类似，三门核电厂汽机在并网后需要从调速器控制模式切换到负荷限制器控制（LL控制）模式，通过机组负荷输出与阀门开度的预设关系，将LL负荷设定值直接转化为主调阀和再热调阀的开度指令，实现正常运行期间负荷控制，而不再考虑电网频率的变化。
虽然此时机组处于负荷限制器控制模式，但调速器控制仍然自动跟踪当前汽机负荷，并始终保持GOV负荷设定值比LL负荷设定值高出10%额定功率的固定带宽。一旦因外电网或汽机控制系统出现故障，汽机转速随电网频率升高而增加，GOV负荷设定值将自动线性降低，当其降至小于与LL负荷设定值时（对应频率为
50.225Hz），汽机控制模式将自动从负荷控制器控制切换到调速器控制。由于GOV负荷设定值与频率成反比，随着频率的继续升高，主调阀和再热主调阀将在调速器控制模式下逐渐关小，降低机组负荷输出，使机组平稳地从瞬态过渡到稳态，避免进一步超速而导致超速保护动作，自动跟踪特性曲线如图4所示。
5 结束语
三门核电厂汽机的冲转控制模式、调速器控制模式和调速器自动跟踪功能作为相互衔接的有机整体，实现了汽机不同运行工况、不同运行阶段的转速控制功能，相比于传统核电厂，它拥有一系列独特的设计特点：（1）利用主汽阀先导小阀进行冲转启动可以有效
地实现转速精确控制，在低转速区控制性能更加优异；主汽阀作为汽机保护的执行机构，其严密性也要远好于主调阀，可以有效避免传统核电厂在冲转前因主调阀内漏而导致汽机意外升速、超速等异常情况的发生。（2）比例加前馈补偿的冲转控制方式不仅能尽量地消除控制偏差，提高系统响应速度，还能避免由于积分效应引起的控制振荡。（3）鉴于汽机不同转速控制模式下的执行机构不同，阀门自动切换功能结合阀位偏置信号的运用实现了冲转控制模式到调速器控制模式的全自动无扰切换。（4）调速器控制不仅使汽机具备在额定转速附近控制负荷输出和转速调节的能力，同时调速器自动跟踪功能也弥补了机组在并网后带基本负荷运行期间负荷限制器控制没有转速调节功能的弊端，形成防止汽机超速的第一道屏障。（5）汽机控制系统根据每类汽机阀门的特性分别设置修正函数，在
不同转速控制模式下，保证阀门的控制信号与蒸汽流量呈良好地线性关系，极大改善汽机转速和负荷输出的控制特性。
综上所述，三门核电厂的汽机转速控制功能全面、自动化程度高、融入了众多传统核电汽轮机组所不具备的先进设计理念，使汽轮发电机组不同运行阶段的转速控制功能有机结合，对保障机组安全启动、可靠运行具有重要意义。
参考文献
[1]SMG-TOS-J1-M0001.三门核电厂汽轮机控制系统说明书R5[Z].
三门核电范文第5篇
关键词：核电；备件；库存管理；系统优化；管理能力 文献标识码：A
中图分类号：F426 文章编号：1009-2374（2015）04-0047-03 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.0306
1 概述
完善的备件供应是保证核电厂安全、可靠、持续运行的关键因素，是确保生产运行中突发性缺陷顺利消除、加快检修的必要条件。备件库存管理对于核电厂而言是一项非常重要且复杂的基础性工作。
图1 三门核电一期备品备件分类
三门核电一期工程采用AP1000先进压水堆技术，是国家第三代核电自主化依托项目，其中1#机组为全球首台AP1000机组，可以说，一期工程两台机组的顺利建成投产和安全稳定运行直接关系到我国三代核电的未来。作为“第一个吃螃蟹的人”，在一期工程建造、调试、维修、运行过程中，不可预见的设备问题随时可能出现，此时备件的有效供给至关重要。另外，由于三门核电AP1000堆型的特殊性，决定了其所需备件具有如下基本特点：（1）AP1000机组安全系统有所简化，但常规备件种类、数量依然相当庞大，种类数以万计，涉及系统上百个；（2）关键设备备件主要依赖进口，国产化率低，制造和采购周期长，价格高昂，部分备件与国内其他核电无法替换；（3）供货模式复杂。A1类的安装、调试及运行备件由美国西屋公司供货，非A1类备件由国核工程有限公司采购；常规岛主设备的安装、调试及运行备件由哈动&三菱联合体供货；除了随工程设备供货的备件外，业主根据需要补充采购部分备件。
由于上述特点，不仅使得三门核电备件库存管理重要性极高，且在国内核电领域可参考借鉴的管理经验有限，大大增加了管理难度。下文结合三门核电备件库存管理的现状，分析探讨提高备件库存管理的途径。
2 三门核电备件库存管理不足
2.1 存在的不足
2.1.1 备件的存储条件有待完善。由于一期工程进度延期，造成大量工程物资积压在库，在安排到场物资存放时以“满足存储要求”为优先级考虑，不断挤压库内空间，导致早期规划的备件存储区被工程物资占用，且库位调整难度大，使得备件存储区极为有限，备件存储条件亟待改善。
2.1.2 备件库存管理信息化水平有待提高。由于早期信息系统开发时，对生产期备件的库存管理考虑尚不充分，需根据生产期备件管理特点和要求进一步完善信息系统功能。另外，部分物资编码滞后、到货偏差
项/缺陷处理等原因，导致部分备件入库滞后，使得备件库存信息化水平打了“折扣”。
2.1.3 备件供货问题影响存储管理。三门一期物资采购模式复杂，供应商水平参差不齐，到货文件缺失、物资信息不全（如寿期物资缺少有效期）、标识不清、装箱清单差错率大等问题较为常见，给仓库管理带来困难。
2.1.4 需积极探索降低备件库存量的措施和策略。从国内核电经验来看，往往用“高库存”来保障“安全”，最终导致大量备件长期积压而不使用，造成大量资源和资金的闲置浪费，也带来保管和维护上的困难。因此，如何在保障安全的前提下最大限度地降低备件库存，是一个非常值得思考和研究的问题。目前三门核电尚处在调试初期，也处在全厂备件管理起步阶段，在整合公司内外部资源、降低备件库存方面还需积极探索，这对后期备件库存的科学管理意义重大。
2.2 小结
三门核电生产期备件库存管理体系已基本建立，各项工作步入正轨，但相比核电备件管理的高标准而言，只能说还处在起步阶段。笔者结合管理实践，建议从以下方面努力：
2.2.1 通过完善库存管理体系，优化库存管理流程，强化库存各环节的管控，以提高备件库存管理水平。
2.2.2 降低外部对库存的影响。除抓好仓库自身建设外，还要分析仓库以外影响备件库存管理的主要因素，采取措施降低外部对库存管理带来的不利影响。
2.2.3 探索降低备件库存量的措施和策略，及早开展前期基础性工作，为备件库存的科学管理打下基础。
3 加强备件库存管理能力建设
3.1 完善备件库存管理体系
3.1.1 完善管理程序。结合生产期备件特点和管理要求，借鉴与国内外核电对标的成果，建立一套完备的适应生产期备件库存管理的程序、制度，对备件的接收检验、退货、入库、存储、维护保养、盘点、库存控制、发放、退库、积压物资处置等环节进行严格管控。
3.1.2 健全组织机构，强化人员管理。随着生产期备件陆续采购到货，逐步增加备件管理人员投入；针对部分劳务人员专业素质及责任心不足问题，建立“选拔、培训、考核、监管”机制，通过制定和实施培训计划、细化考核指标、每月绩效考核、实行优胜劣汰，在工程高峰期过后，将优秀人员保留下来从事备件管理；对于化学品管理人员，参加国家统一组织的培训和考试，持证上岗。
3.1.3 科学规划库区，创造良好存储条件。库区库位管理是物资存储规范化的基础，必须科学规划、合理使用。基于现阶段的实际库容及未来一定时期内的变化趋势，按照备件的专业分类、存储要求、体积重量、外形特征、在库状态（待检、隔离、入库、待发放）等属性进行综合考虑，制定库区存储规划方案；硬件设施配置方面，规划建造存放长轴类备件所需的垂直吊挂式货架；优化对存储环境的监控手段，可考虑安装上一套存储环境自动监测与控制系统，通过计算机将各个库房的空调、除湿机、通风设施集成，实现集中监测和控制，达到提高管理效率和控制精确度的目的。
3.1.4 推进物资管理信息系统的优化升级，提高在实际工作中的使用率。通过信息系统操作培训，使仓管员熟练使用信息工具，最大化利用信息系统进行日常作业，在使用中反馈优化建议，不断完善系统功能，充分挖掘信息系统潜能。最终实现备件验收入库、库存控制、发放、退料和盘点等均在系统内完成，确保库存数据实时更新，使管理更加高效、准确、规范。
3.2 优化备件库存管理流程
现结合生产期备件管理的特点和要求，对三门核电备件库存管理流程做如下优化：
3.2.1 建立库存ABC分类管理、库存量控制及积压物资处置流程。根据价值/重要性和使用频率对库存物资实行ABC分类，制定管理措施，分清重点与一般，经济、合理、有效利用仓库资源，加大对重点物资、高价值物资的管理投入。按储备定额进行库存量控制，当库存量小于最小安全库存时，通过系统报警，生成再订购通知，预防缺货风险；监控最大库存值，防止过量采购。对存储超过一定期限而未使用的物资，定期评估，合理处置。对于现场使用概率极小的积压物资，放入“备件共享平台”（若已建立），与兄弟核电共享。
3.2.2 建立寿期物资控制与跟踪、预警、鉴定处理流程与机制，防止过期，防止可用物资的浪费或失效物资的误用。简化领料审批流程，建立工单领料、紧急发放流程。
3.3 强化库存各环节的管控，提高存储管理水平
3.3.1 严把开箱验收关口。开箱验收目的在于验证厂家供货规范性、完整性、相符性，通过对物资包装、外观、标识、数量、规格型号、随箱文件等项目的检验，确保到场物资符合采购合同要求。开箱验收是物资入库前的重要关口，把关不严则后患无穷，因此，须强化开箱验收控制，不符合要求的物资不得入库。针对备件到货时未单独包装、标识不清等问题，组织公司专业技术部门参加验收、协助甄别、提供技术支持，通过联合检查，充分发挥各部门的专业优势，将到场物资存在的问题充分发掘，反馈和跟踪缺陷处理，确保满足合同和文件要求。
3.3.2 确保物资入库及时完整。及时、完整的入库是实现信息化管理的前提，否则将造成物资查找困难，物资库存管理效率和准确度降低。原则上尽早组织到场备件的开箱验收（除特殊物资不能提前开箱外），对于验收发现的偏差项/缺陷，按程序密切跟踪上游处理，定期通报处理及入库情况。严格审核入库物资，确保实物入库与系统入库的信息一致。
3.3.3 细化分类分区，规范备件存储。基于库区库位使用规划，按不同备件的特点和存储要求，将不同类别的备件存放到规划好的库位上，严禁随意放置到非指定库位，确保“各就各位”。按存储要求，分别存放到A级库、B级库、C级库、堆场、化学品库及油脂库中；按专业类别，分别存放到机械、电气、仪控等专用库区；按物资的状态，分别存放到待检区、入库区、发放备料区、隔离区。
3.3.4 标识完整、清晰、准确、美观，确保可追溯性。“标识”是库存管理的基础工作，标识不完整、不清晰、不准确，将造成物资管理混乱，影响工作效率和准确性，加之三门核电物资库存量巨大、种类繁多、库容拥挤，标识管理的意义更加重大。对于库位标识，按既定的规则编码，录入信息系统，货架货位编号通过系统打印条形码、张贴到货位上，使用PDA即可扫描读取货位信息，便于对物资精确定位。对于物资标签，包括物资状态标签（待检、已检、隔离）和物资信息标签（名称、规格型号等），后者是物资的身份证，重要性不言而喻。通过信息系统打印条码标签，张贴/悬挂到物资适当位置。在盘点、清查、维保活动中，若发现标签缺失、错误、不清晰、不牢固，立即纠正，确保物资标识的可追溯性。
3.3.5 维护保养要满足文件规范要求。按维护保养程序、厂家指导文件及相关技术规范开展维护保养，对存储环境严密监控。如：有些备件需充氮保养，有些要求避光储存，有些要求温湿度控制；某些电气、仪控类备件应定期上电等。对于重要精密设备或有一定技术难度的维护保养，请技术部门提供技术支持、制定专项维护方案。
3.3.6 动态管控库存，实时更新数据。库存管理是一个动态的过程，对备件存放状态要及时维护更新，通过高频度的盘点去发现和纠正差异，确保“账、物、卡”相符，通过适当的移库，维持备件的最佳存储状态。密切跟踪重要库存数据/考核指标的变化，如寿期物资到期时间、物资出库率等，按程序规定采取恰当的防控管理措施，通过信息系统和人为跟踪管理的结合，实现有效的库存控制。
3.3.7 快速响应备件领用需求。严格按《物资出库管理》程序执行备件预留、备货、检查、清点、发放、数据更新等操作，将需求计划所需备件提前备好、存放到发料区随时准备发放，保障发放高效准确。
4 影响备件库存管理的外部环节分析与控制
备件库存管理与采购、编码、使用需求、技术归口等环节密切相关，在加强仓库自身能力建设的同时，还需对影响库存的外部因素做相应控制，以降低对库存的影响。
4.1 需求立项环节
需求信息要完整。在采购立项清单中应包含物资编码、规格型号、技术参数等基本信息，为便于核对库存量、查询备件信息及采购到货后的验收入库。
4.2 采购供货环节
4.2.1 针对前文所述的到货问题：除开启NCN（不符合通知），反馈和跟踪供应商处理外，还要将供货问题归纳、反馈到后续采购合同中，细化合同规定，明确对供方的处罚措施；建立供应商履约评价考核机制，达到规范供货的目的。尽量多开展出厂验收，将问题在发货前发现和解决。
4.2.2 对于寿期物资（如垫片、皮带）及有特殊存储保养要求的物资，充分考虑物资特性及存储保养条件，尽可能“多批次、少批量”供货。
4.3 物资编码环节
物资编码是物资的唯一识别代码，是物资入库的必备前提，是库存信息化、规范化管理的基础。首先是要确保物资编码的时效性和编码信息完整性；同时还要防止错码、重码，若出现一物多码、一码多物、信息错误而没有及早发现和纠正，久而久之将造成备件库存管理混乱，对全厂备件管理造成影响。因此，在做物资编码时，必须保证其准确性、唯一性，符合编码规则要求。
5 降低三门核电备件库存量的策略建议
5.1 公司内部多管齐下，为降低库存储备奠定基础
5.1.1 努力提高备件管理的信息化水平，为备件最优化的分析与决策提供实时数据来源。
5.1.2 运用好ABC分类法：对A类备件要尽可能降低订购批量，进行严格控制和精细化管理，加强盘点，及时掌握收况，计算经济订购批量、安全库存量等；对B类备件需计算出其经济批量和安全库存量，不需像A类那样严格，一般将若干物资一并订购；对C类备件，则采取较为简单的方法进行控制。
5.1.3 严格审核采购需求，防止过多或重复采购。在发起新的采购立项前，应先核查库存，核查“当前库存量+补充采购量”是否超过“最高储备定额”；不仅要核对当前在库备件数量，还应检查“潜在库存”，即已采购但未到货未入库存的备件。
5.1.4 建立完整的设备、备件数据库，在备件和设备之间建立关联，可通过设备查找备件也可通过备件查找设备，便于多种设备的相同备件合并。
5.1.5 建立各类备件的候选供应商及其产品的详细数据库，对供应商的资质实力和供货质量、进度、响应速度、商务问题的处理、售后服务和不符合项处理速度等进行评审，去劣取优，保证备件的供应。
5.2 公司外部创新库存管理思路，扩展备件供应渠道
结合三门核电的实际，可与中核集团内部各电厂或国内AP1000核电厂建立备件联合库存机制，实现备件共存共享，在此基础上，联合向供应商采购还缺少的备件，并由供应商管理部分库存。譬如，对于价格高昂而使用概率极小的战略备件，应优先考虑联合采购、共存、共享的模式；对于通用类备件，则应优先考虑与供应商签订战略合作协议，由供应商管理库存，按实际需求送货、结算。目前三门核电已与江苏神通阀门、上海阀门五厂等7个国内厂家开展了“工厂建库”合作。
6 结语
总之，要做好三门核电的备件库存管理，必须全方位、多环节入手，通过持续不断的探索和努力，最终建成以“信息化、规范化、专业化、精细化”管理为基础，以“调和物资供需矛盾、挖掘供应链潜力”为纽带，以“高效、精准、优质”的服务为目的，并“兼顾经济效益”的高水平的备件库存管理体系。
参考文献
[1] Southern Nuclear Operating Company.Inventory Management[Z].SCM-011 Version 8.0.2009.
三门核电范文第6篇
关键词：核电站；蒸汽发生器；蒸汽限流器；文丘利
中图分类号：TM623 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）10-0141-03
1 研究背景
蒸汽流量参数对于发电机组而言非常关键，对机组的运行状况、过程控制和性能监测等有着相当重要的作用。对于核电机组，蒸汽发生器是压水堆核电站一、二回路的枢纽，一回路反应堆冷却剂与二回路给水在蒸汽发生器中进行热交换，主蒸汽流量参数还直接影响反应堆堆芯热量导出，故还需关注其特殊的核安全意义。一般电站的蒸汽流量测量方法主要分为直接测量方法和间接计算测量两种。直接测量方法是利用节流元件直接获取蒸汽流量，间接计算测量则是根据弗留格尔公式间接计算得出主蒸汽流量。
三门核电站采用基于文丘利管束的蒸汽限流器作为节流元件的直接测量方法测量主蒸汽流量。本文分析了直接测量法在三门核电主蒸汽流量测量中的实现，以及节流元件对于电站安全的特殊意义。
2 间接法测量主蒸汽流量
采用间接换算法测量主蒸汽流量，其理论依据为汽轮机理论中著名的弗留格尔公式。因为没有节流元件造成蒸汽的压力损失，间接法测量主蒸汽流量的显著优点为减少汽耗，可靠性和稳定性也较高。
基于弗留格尔公式的间接计算测量法，有着明确的条件限制：（1）通流面积不变；（2）机组内各级流量相同；（3）级组内各级前温度变化率相同；（4）级组内不得串有其他非线性元件。对于条件（1），只要避开调节级，一般容易得到满足。而对于条件（2），则情况较为复杂。通常回热式机组各级抽汽量在相当范围内与机组的进汽量近似成正比，且其量与进汽量相比较小，故间接法测量也能获得较高的准确性。但对于再热机组，由于再热器的存在和对外供汽等因素条件（2）～（4）均不能得到满足。现在工程应用上，通常采取将高压缸全体压力级作为一个级组，引入加热器运行修正系数、使用改进型弗留格尔公式进行蒸汽流量
测量。
3 直接测量法在三门核电主蒸汽流量测量中的实现
3.1 流量测量的基本原理
3.2 理论模型与功率运行流量计算
三门核电1号机，节流元件为文丘利管束，又称为蒸汽限流器，布置于蒸发器蒸汽出口管嘴内，如图1-3所示。中心文丘利管位于蒸汽出口管嘴正中心，其余六个文丘利管环状分布于中心文丘利管四周，呈正六边形。蒸汽限流器有两种工作模式，蒸汽限流工况和非蒸汽限流工况。非蒸汽限流工况下文丘利管束作为蒸汽流量测量系统的节流元件。文丘利管组为几何对称布置，根据并联管路计算原则，可以近似认为通过每个文丘利管的流量相同。下文基于一个文丘利管进行流量计算，计算结果乘以文丘利管数量即为蒸汽管嘴出口蒸汽总
流量。
4 节流元件对电站安全的特殊意义
由上文可知，蒸汽限流器作为节流元件有两种工作模式，在非蒸汽限流工况下，文丘利管束作为主蒸汽流量测量系统的节流元件，产生静压差以直接测量主蒸汽流量。在非蒸汽限流工况下，即在蒸汽管道发生破口事故时，蒸汽发生器限流器则为临界文丘利，承担限制蒸汽排放的速率，降低蒸发器从一回路冷却剂的吸热速度，留给安全停堆、专设安全设施启动的裕量，从而避免冷却剂过冷引入的正反应性使得堆芯熔毁的功能。
4.1 基本原理
假设维持蒸汽限流器入口压力、温度的情况下，不断降低出口压力时，通过文丘利管的流体质量流量将会逐渐增加。当出口压力下降达到某一数值时，蒸汽限流器喉部流速达到最大，为当地音速，此时通过限流器的蒸汽流量也达到最大值。此时蒸汽流量为临界流量，喉部压力与入口压力之比为临界压力比。进一步降低出口压力，限流器喉部的蒸汽流速将处于当地声速不再改变，通过限流器的蒸汽流量也不再随着出口压力的降低而变化。这是因为微小压力波动是以声速传播的，当限流器喉部流速达到当地声速时，出口压力的波动将传递不到限流器喉部。蒸发器出口限流器正是根据文丘利式蒸汽限流器这一特性，来限制蒸汽管线破口的时蒸汽排放速度。
4.2 非蒸汽限流工况下数学模型
5 与其他主蒸汽流量测量方法的对比
5.1 与主蒸汽流量间接测量法相比
显然，三门核电主蒸汽直接测量法与主蒸汽流量间接方法相比，最突出的优势在于其节流元件对核电站的特殊安全意义。在主蒸汽管道破口的事故工况下限制蒸汽泄漏速度，限制最大蒸汽排放量，避免因为一回路冷却剂过冷所引入的正反应性导致偏离泡核沸腾（DNB）。从核安全的角度来讲，采用文丘利管束限流功能的安全意义高过于其作为节流元件的功能。这也是不同于大容量火电机组，核电机组大多采用节流装置测量主蒸汽流量的原因之一。此外，基于弗留格尔公式应用有着严格的限制条件，对于再热机组，间接法测量蒸汽流量并不准确，需要对通流系数进行复杂的修正。且需要进行定期的流量试验，比较主蒸汽流量与给水流量之间的关系，确定通流面积是否改变。
5.2 与采用孔板作为节流元件相比
虽然临界孔板也可实现限流的功能，但在非蒸汽限流工况下，蒸汽流经孔板的压损更高，较高的热损对机组的热效益不利。文丘利管束节流元件，还有便于整体铸造、降低取压前后直管段要求，减少成本等优势。
6 结语
文丘利管压损小，制造维护简单等特点优于孔板，且其临界限流特性，对于核安全有着特殊的意义。采用文丘里管束节流元件在事故工况下固有的安全特性，为保证堆芯安全添加了一道屏障，为后续的事故缓解争取了裕量。这样的设计也暗合了三代核电机组“非能动”理念。这也是三门核电项目采用基于文丘利管束的蒸汽限流器作为节流元件的直接测量方法测量主蒸汽流量的优势所在。
参考文献
[1] 刘世勋，高拥军.蒸汽发生器用蒸汽限流器的理论分析与设计[R].中国核科技报告.
[2] 杨萍，曹振新，陈德新，张健.主蒸汽流量直接与间接测量方法研究[J].仪器仪表学报，2008，（4）.
[3] 蔡增基，龙天渝.流体力学泵与风机[M].北京：中国建筑工业出版社，1999.
[4] 用安装在圆形截面管道中的差压装置测量满管流体流量（GB/T2624-2006）[S].
[5] AP1000SteamGeneratorAnalysis：GENFPerformanceModelCalculations，2001.
[6] AP1000SteamGeneratorUpperShellAssembly，2010.
三门核电范文第7篇
关键词：可靠性管理；酸碱浓度计；PH表；浊度仪；电导率表
中图分类号：TM623 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）08-0123-03
1 概述
在三门核电站中，运用了各种各样的分析仪表，在电站的运行过程中，这些仪表由于自身的特点以及稳定程序，会存在偏离预期工况的情况，这就需要在电站的过程中，定期对分析仪表进行检查，必要时进行校验，进行预防性维修，从而保证分析仪表在寿期内都能稳定运行在我们所要求的范围内，此项工作可以称为分析仪表的可靠性管理。
2 可靠性管理概述
分析仪表的可靠性即分析仪表在规定的条件下和规定的时间内完成规定功能的能力。可靠性的管理即通过预防性维护的手段，根据设备的失效时间数据分析，提前对设备进行维护，尽最大可能消除在规定条件和时间内设备失效的风险，从而提高机组的运行性能。
以往电力生产单位中为了避免设备失效频繁对仪表进行拆卸校验、解体清洗，这些行为可能在一定程度上损坏了仪表的稳定性能，间接上有损设备的可靠性。三门核电在分析仪表的可靠性管理上，摒弃了上述行为，通过对仪表运行状况和失效数据的分析，在设备设计的可靠性运行范围内，只进行一些必要的项目，不对仪表做过度的校验解体。
在可靠性管理过程中，要结合仪表的对于核电厂安全以及经济生产的重要程度，将仪表分为关键和非关键设备来进行管理，对于关键设备进行重点关注，非关键设备，某些项目的周期可以适当延长，这样可以在不影响电厂正常运行的情况下，减少人力的投入以及过度频繁的维护对仪表固有稳定性造成不良的影响。
3 分析仪表概述
3.1 分析仪表简述
本文中所指的分析仪表仅指常规的分析仪表，是在生产过程中连续或周期性检测物质化学成分或某些物性的自动分析仪表，对于辐射监测方面的测量仪表不在本文的分析范围之内。
对于一个设备的预防性维修来说，维修项目的制定者需要对于设备的原理和结构有了充分的理解，能够进行深入的设备失效机理分析，这样才能保证根据失效分析的结果，在设备失效之前对其采取维护项目，保证设备能够继续运行在要求范围内。
三门核电站中使用的分析仪表主要的种类有：ORP、PH、电导率、硅表、离子色谱仪、联氨根表、钠表、气体浓度表、溶解氢表、溶解氧表、酸浓度计、碱浓度计以及浊度仪等。
本文仅针对酸碱浓度计、PH、电导率、浊度仪表进行可靠性管理分析。首先简单介绍下这几类仪表的原理。
3.2 PH表
PH表利用溶液中H离子的浓度（活度）产生的电极电位，引起的电子元件传感器转化后的数字变化来显示和反应当前溶液的H离子浓度。主要由测量电池盒高阻毫伏计两部分组成，测量电池是由指示电极、参比电极和被测液构成的原电池，参比电极的电极电位不随被测溶液浓度的变化而变化，指示电极对被测溶液中的待测离子H+有敏感作用，其电极电位是H+活度的函数，所以原电池的电动势与H+的活度有一一对应的关系。
图1 PH表基本原理图
3.3 电导率表
衡量液体的导电能力时，是用电阻率的倒数电导率来表示，溶液的电导率可以看成是用电极常数为1的电极测得的溶液电导值。
电导率表的原理如图2所示，将相互平行且距离是固定值L的两块极板（或圆柱电极）放到被测溶液中，在极板的两端加上一定的电势（一般采用交流信号），然后通过电导仪测量极板间的电导。
图2 电导率表
电导仪主要由电导池、转换器两部分组成。电导池又称检测器，它与被测介质直接接触，将溶液的浓度变化转化为电导或电阻的变化；转换器的作用是将电导或电阻的变化转换成标准的直流电压或电流信号。
3.4 浊度仪
浊度计是测量水的浑浊程度的仪器，各种类型的浊度计都是利用光学方法进行测量的，浊度与透射光和散射光的强度成比例。
浊度仪通过把来自传感器头部平行光的一束强光引导向下进入浊度仪本体中的试样，光纤被试样中的悬浮颗粒散射，与入射光线中心线成90度方向散射的光线被浸没在水中的光电池检测出来。
3.5 酸碱浓度计
酸碱浓度计电极为感应式电极，测量电导值以后换算成浓度，进行显示。测量原理与电导表的测量原理
相同。
原理如图2所示，将相互平行且距离是固定值L的两块极板（或圆柱电极）放到被测溶液中，在极板的两端加上一定的电势（一般采用交流信号），然后通过电导仪测量极板间的电导。
4 分析仪表可靠性管理简述
4.1 PH表的可靠性管理
AP1000三门核电PH表通过以下预防性维护方案来进行可靠性管理：巡检、校验、定期更换填充液和电极。
（1）巡检。项目描述：由于PH表参比电极填充液可使用1-2个月，技术人员每个月对填充液进行巡检，查看填充液的数量是否满足要求，在必要时进行添加，确保电极不会变干。
项目周期：1个月巡检一次。
（2）校验。项目描述：校验能够保证设备在规范要求内运行，验证输出精度；在校验PH表的过程中，检查PH表的参数是否正确，从而确保PH表在要求的范围内稳定运行。
项目周期：由于PH表运行过程中易漂移，因此周期为3个月校验一次。
（3）定期更换填充液和电极。项目描述：参比电极填充液在不足四分之一时必须进行更换，因此需要根据巡检的结果更换填充液；同时，由于电极的特性，PH表的电极一般需要定期更换。
项目周期：填充液的更换周期为按需求更换，具体更换时间根据巡检结果来评估；电极更换周期为1年。
4.2 电导率表可靠性管理
AP1000三门核电通过以下的预防性维护手段来进行电导率表的可靠性管理：校验、定期更换。
由于电导率表的性能相对于PH表来说更加稳定，因此，在预防性维修项目上，电导率表与PH表有不少差异，而且在周期上也有很大差距。
（1）校验。项目描述：校验需要验证电导率表运行在要求的精度范围内，在校验的过程中对电导率表的参数进行检查。
项目周期：由于电导率表的周期相当稳定，漂移很小，因此校验周期相比较运行不够稳定的PH表要长。对于影响核安全和电力生产的关键设备，18个月校验一次；对于非关键设备，3年校验一次。
（2）定期更换。项目描述：如果校验过程中发现电导率表的部件不能支撑下一个周期内的稳定运行，则对其进行更换。
项目周期：电导率表的定期更换依据校验过程中的数据或者技术人员的判断来进行。
4.3 浊度仪可靠性管理
浊度仪通过以下预防性维护项目来进行可靠性管理：校验、定期更换。
（1）校验。项目描述：对浊度仪进行校验，检查仪表参数。
项目周期：1年
（2）定期清洗或更换。项目描述：电极清洗或更换；易损件更换。
项目周期：1年
4.4 酸碱浓度计可靠性管理
酸碱浓度计由于其在电厂生产中的作用不是很大，同时考虑仪表的性能以及价格上，一般不对酸碱浓度计做可靠性管理，将酸碱浓度划归为仪表失效后进行维护更换范围内，不对其进行预防性维修，节约的人力成本比更换酸碱浓度计花费更划算。
4.5 三门核电分析仪表可靠性管理总述
综上所述，三门核电分析仪表的可靠性管理是通过分析仪表的预防性维修项目来进行的，通过预防性维修项目，在设备失效前对其维护，消除失效隐患，保证电厂系统的长久稳定运行。
通过PH表、电导率表、浊度仪以及酸碱浓度计的可靠性管理项目可以看出：分析仪表的可靠性管理根据仪表的结构不同、仪表本身性能的稳定性不同、运行要求的不同、仪表的关键程度不同以及工况的不同，每种分析仪表有不同的预防性维修策略，上述4类分析仪表的维护策略各不相同；同一类设备，对于安全和电力生产关键的设备与非关键的设备可以采取不同的维修策略进行管理，提高运行效率，例如电导率表的可靠性管理；如果仪表对于生产关键作用不大，而且纠正性维修的成本更低，这些仪表就不做可靠性管理，节约人力成本，例如酸碱浓度计的可靠性管理。
综上所诉，对于每一类仪表，根据其本身的特性以及运行的工况分类进行可靠性管理，可以在保证机组正常运行的情况下，尽可能的降低维修项目，在降低人力成本的同时，也降低了维修中造成设备性能损失的风险。
5 结语
以往，每个电厂对于分析仪表，不考虑类型、工况、关键与否、成本，均进行校验，在增加人力资源成本的情况上，也会对设备本身的稳定性造成破坏，加速了仪表的衰退；同时，每次大修过程中，对分析仪表都进行拆解校验，大大延长了大修工期，进而影响机组的年度指标。
因此，三门核电分析仪表进行可靠性管理是至关重要的，对于其他每一个电厂来说都是很有必要的，通过很多不必要的项目的减少，尤其是部分过度维护活动的减少，大大提高了对设备本身稳定性的利用，同时又能在设备失效之前对其维护，保证其后续的稳定运行。
设备的持续稳定的运行，带来电站系统的持续稳定运行，电站的效益就会持续提升，这就是三门核电可靠性管理的追求。
三门核电范文第8篇
关键词 罗茨风机；装配间隙；锥管螺纹；乳化
中图分类号TB652 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2014）113-0217-02
1 简介
罗茨风机是一种容积式空气压缩机，具有结构简单、风机内腔不需要油、运转平稳、性能稳定等优点，已被广泛应用于石化、建材、电力产业等诸多领域。风机主要由机体和两个“8”字形叶轮组成，通过一对同步齿轮，两转子呈反方向等速旋转，并依靠叶轮与叶轮之间、叶轮与墙板之间以及叶轮与机壳之间的较小间隙，使吸气腔和排气腔基本隔绝。在进气腔室中叶轮叶片分离，产生负压而吸入空气；在排气腔室叶轮叶片啮合，对空气产生挤压作用，从而实现升压排气。
三门核电除盐水系统中，共设置两台风量为2.5m3/min的BK5003型罗茨风机，设计为室外安装，其作用是为化学废水池爆气搅拌装置提供气源。本文针对该型罗茨风机的典型故障与缺陷，从设备结构原理以及运行经验出发，分别提出了切实有效的解决方法。
2 装配间隙调整
2.1 装配间隙分析
罗茨风机中，两叶轮之间以及叶轮与机壳之间的间隙称为径向间隙，叶轮端部与板墙之间的间隙为轴向间隙。为了保证罗茨风机的正常运转，必须使两间隙值合适。若间隙过大，则会出现被压缩后的气体经由间隙部分倒流回来的现象，导致风机效率降低、出力不足；反之若回装时间隙过小，则易造成转子卡死，罗茨风机无法运行。
随着机组正常运转后整体温度的上升，各部件将产生不同程度的受热膨胀。叶轮由于体积相对较大，并且处于温度核心位置而温升大，因此膨胀量较大；而墙板和机壳能够提交相对较小，并且处于外部而能够得到大气的及时冷却，所以膨胀量较叶轮要小。由此可以看出，罗茨风机的轴向间隙与径向间隙，均存在随着运行温度的升高而减小的趋势。
另外，罗茨风机的两叶轮均靠齿轮端的双列深沟球轴承来进行轴向定位，调节该定位轴承与机壳的相对位置，可以实现叶轮轴向间隙的调节。从结构上可以分析出，在膨胀累加的作用下，驱动端叶轮板墙间隙的缩小量要大于齿轮端叶轮板墙间隙的缩小量。因此在装配工作中需要注意，应该尽量保证能够自由伸缩的驱动端齿轮板墙间隙稍大。
2.2 轴向间隙调整
该型罗茨风机并未设置轴向定位轴承的轴向调整装置，因此不具备转子轴向间隙调整功能。此项缺陷可以通过添加轴向定位轴承调整垫来解决：
加工厚度合适的调整垫圈，并将其装配到轴向定位轴承外圈与轴承座之间或者内圈与转子轴肩之间，通过改变调整垫厚度的方法来调整叶轮与墙板的轴向间隙。当齿轮端叶轮与板墙间隙偏大，而驱动端叶轮与板墙间隙偏小时，说明叶轮相对往驱动端偏移，只需更换成更厚的垫圈；反之，只需要将垫圈磨削掉相应厚度即可。
3 齿轮箱胀裂问题与解决方法
该型罗茨风机的放油堵头及呼吸器螺孔，均设计为锥形螺纹，通过螺纹挤压来实现压紧密封。其优点是结构简单、密封性能好，但一般需要配合使用生料带或密封胶来辅助密封。一方面生料带的使用会增加锥形螺纹的直径，增加胀紧力；另一方面齿轮油箱一般为铸铁材质且壁厚较薄，脆性较大，在薄边处非常容易开裂。因此，在应力较大的螺纹孔部位多次出现胀裂问题，严重影响设备检修工作。此问题可以从以下几个方面来着手解决。
3.1 修补裂纹
由于运行过程中，齿轮油箱胀裂处无明显较大应力，因此可以通过填充粘接的方式处理。现场将裂纹略微锉宽后，使用金属修补剂填满裂纹，带修补剂变性成形后，修补多余毛刺。回装后，齿轮油箱无泄漏现象，运行良好。与此类似，也可以采取焊接修补的方式处理。
3.2 将碳钢放油堵头替换成聚四氟乙烯螺栓
齿轮油箱胀裂的直接原因在于碳钢放油堵头的不可压缩性。而聚四氟乙烯材料具有相对较大的可压缩性，与铸铁材质的齿轮油箱可以实现良好的螺纹密封并且制造方便。因此，四氟螺栓是碳钢放油堵头的良好替代品。现场经过更换处理后，再无齿轮油箱胀裂现象。
3.3 将锥管螺纹密封技改为平行螺纹
将锥管螺纹机加工为平行螺纹后，齿轮箱上的母螺纹孔只承担轴向的拉紧应力，不存在径向的张力作用，因而可以从根本上消除齿轮箱胀裂风险。对于堵头的密封，将锥形螺纹密封替换为螺栓头的端面压力密封，同时配合橡胶垫圈或密封橡胶圈，完全可以保证零泄漏。该技术将极大地提高设备可靠性，同时降低检修难度，尤其适合泵与风机类设备的薄壁厚油箱结构。
3.4 严格控制检修技术方法
从人员检修操作上，一方面固化生料带的使用方法：只缠绕两到三圈，并且需要露出螺栓端头的1至2圈螺纹，同时不需要再额外使用螺纹密封剂；另一方面规定把紧力矩：手动把紧后，再使用扳手把紧半圈，严格禁止过度把紧。
4 油乳化问题及解决方法
该罗茨风机的齿轮箱油乳化变质频繁，平均每月需要换油一次，影响设备的正常运行，加剧了轴承及传动齿轮的机械磨损。经分析，找到以下漏水部位。
4.1 齿轮箱呼吸器
呼吸器内部加工有孔道，使齿轮箱直接与大气联通，作用是平衡齿轮箱内部的压力波动，减小轴封受力。从结构上分析，呼吸器存在雨水直接由通道进入齿轮箱的可能，因此需要采取防雨措施。
4.2 主动叶轮和从动叶轮的轴封
该罗茨风机在室外运行，如果在降雨时启动，则进气中将携带大量雨水。而雨水不可压缩，在叶轮咬合过程中，将被压缩到轴封附近，对轴封产生较大冲击力，加剧轴封的磨损。一旦轴封损坏，水分将沿轴封与齿轮箱油接触，而直接导致油的乳化变质。因此，一方面需要提高油封环强度；另一方面需要增设吸入口防雨措施。
5 结论
针对三门核电罗茨风机在运行维护中出现的各类缺陷，如无法调整轴向间隙、齿轮箱易胀裂以及油乳化频繁等，综合分析设备结构原理与运行环境，得出以下改进措施：增设入口过滤器以及齿轮箱呼吸阀防雨罩；增设轴向间隙调整垫片；将放油堵头等处的锥形螺纹技改为平行螺纹；将碳钢放油堵头更换为聚四氟乙烯螺栓。
参考文献
[1]王芳，L41x49WD-1罗茨风机的维护检修，化工生产与技术，2002，9(3):42-44.
[2]高连新，套管连接螺纹的受力分析与改善措施，上海交通大学学报，2004，38(10):1729-1732.
三门核电范文第9篇
关键词：三门核电；发电机；氢气状态控制；纯度；压力；湿度 文献标识码：A
中图分类号：TK321 文章编号：1009-2374（2016）13-0082-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.13.039
1 概述
正常运行时，发电机由于内部各部件之间的能量转换、电磁作用和机械转动摩擦会产生大量热量，必须采取适当的冷却方式将这些热量导出，而采取何种冷却方式及其冷却效果将关系到发电机的效率、经济性和寿命。
氢气具有导热系数高，比热容大，密度小，通风、风摩损耗小等优点，因此被普遍作为发电机内部循环的冷却介质。三门核电发电机采用整体全封闭、内部氢气循环、定子绕组水内冷、定子铁心及端部结构件氢气表面冷却、转子绕组气隙氢气内冷的冷却方式，即采用水-氢-氢的冷却方式。
发电机氢冷也有一定的缺点。氢气是易燃易爆气体，与空气混合容易发生爆炸，需设置CO2置换设备避免氢气与空气的直接接触。同时为维持发电机内氢气的高纯度，需设置氢气密封油系统。总体来讲，氢冷的缺点相对于增加电机出力，提高电机效率，降低电机温升来讲，利大于弊。所以为保证机组安全经济运行，需要很好地控制氢气状态。三门核电发电机氢气系统由三菱电机设计，正常运行时要求氢气纯度维持在98%以上，露点维持在+5℃以下，压力维持在0.53～0.585MPa之间，以保证对发电机的良好冷却。下文主要介绍正常运行时，三门核电发电机氢气纯度、压力和湿度的控制措施。
2 氢气湿度
氢气湿度过高会使定子绕组的绝缘性能下降造成定子绕组相间短路，并且会使转子护环发生应力腐蚀，影响其机械强度。
三门核电设置氢气干燥器来控制发电机内氢气湿度在+5℃以下。此干燥器为全自动能够循环连续运行的双塔干燥器，通过发电机的风扇驱动使氢气通过干燥器去除氢气中的水分和湿气，从而保持发电机的干燥。另一个塔实现再生和除湿功能。
氢气干燥器对氢气进行干燥处理的原理是利用活性氧化铝对水分子具有吸收力特点。高疏松度的活性氧化铝具有非常大的表面积和强吸湿能力，当其吸收水分达到饱和后，通过干燥器内部的电加热器加热来清除干燥剂自身束缚的水分，加热蒸汽在爱帕尔贴元件进行冷凝除湿，其冷源为通过冷却风机吹入的外界空气，冷却后的气体经热交换器对加热蒸汽进行初步降温同时作为循环气体返回干燥器，循环的动力来自再生风机，该风机为磁轭结构可以防止氢气的泄漏。随着气体的不断循环，干燥器的水分被不断带走最终达到再生的目的。
氢气干燥器由可编程逻辑控制器控制。干燥塔转换到备用塔是预设的定时器或在线干燥器出口处露点温度高（大于-5℃）控制的。干燥器同时还装有一个循环鼓风机，即使在发电机停止或低速运转时，氢气也能循环干燥。
3 氢气纯度和压力
氢气纯度降低意味着混入空气或水汽等其他气体，使得发电机内循环气体密度上升，增加通风和风摩损耗，同时比热容和导热系数也都会下降使冷却效果降低。而氢气的体积比热与绝对压力成正比，压力不足会使氢气的散热性能下降，所以控制好发电机氢气纯度和压力，对电厂运行具有重要意义。
3.1 氢气密封油系统
氢冷发电机的转轴必须穿出发电机端盖，在转轴穿出端盖的部位是氢冷发电机密封的关键。三门核电设置氢气密封油系统为安装于发电机两侧的轴封密封环提供压力油，维持氢气高纯度，防止发电机内氢气泄露以及外部空气从此处进入。氢气密封油系统采用双流环型分为空侧密封油子系统和氢侧密封油子系统。轴封密封环有两个环形槽，形成两个单独的油回路。空侧密封油进入外槽向发电机支座的外侧流动，以防止外部空气进入发电机内；氢侧密封油进入内槽向发电机支座的内侧流动，以防止发电机内氢气向外泄露。
为最大程度保持发电机内的氢气纯度和压力，三门核电的氢气密封油系统与一般双流环系统相比具有以下特点：
3.1.1 真空处理单元。目前大部分电厂是控制密封环处的氢侧和空侧密封油压相等，但在实际运行中很难做到绝对平衡而导致两个油路之间相互串油，进而导致氢气纯度恶化、补氢量大。三门核电的设计是控制密封环处氢侧油压稍高于空侧（2～5kPa左右），即人为控制密封油的串油方向为氢侧向空侧。这样氢侧密封油会不断减少，而空侧密封油不断增加，需要空侧向氢侧补油以维持氢侧密封油量。这样就造成空侧回路中的空气和水汽进入氢侧回路，降低发电机内氢气纯度和压力，为此三门核电设置有真空处理单元，空侧回路向氢侧回路的补油先经过真空处理单元，将空侧密封油中的空气和水汽通过真空箱和真空泵去除后再通过一个供油泵向氢侧回油调节箱供油，避免空气和水汽通过氢侧密封油进入发电机，能极大程度地提高发电机内的氢气纯度，在系统正常运行时，氢气纯度能维持在98%以上，远高于设定的90%的报警值。即使真空处理单元故障，氢气密封油系统就和一般双流环系统一样，同样能保持发电机内足够的氢气纯度和压力，而且氢侧密封油压力高于空侧密封油压力，空气不易从空侧到氢侧再到发电机内，即使空侧回路给氢油回路的补油没有经过真空处理单元处理，发电机内氢气纯度也可以保持在95%～97%，可以维持机组长期正常运行。
3.1.2 多种备用氢气压力控制方式。空侧密封油回路油压正常是保障发电机内氢气系统正常运行的最低要求，为保持空侧回路的油压采取了一系列备用措施。在系统正常运行时，一台交流油泵为空侧回路提供压力，通过交流油泵出口的主压差阀维持空侧密封油压力比发电机内氢气压力高85kPa。当空侧交流油泵故障使油氢压差低至60kPa时，备用压差阀自动打开，从油主油泵或油高压油泵引入油源，使油氢压差保持在60kPa以上；当备用油源再出问题使油氢压差低至35kPa时，一台容量与空侧交流油泵同样大小的备用直流油泵自动启动，使油氢压差能重新维持在85kPa。通过这一系列的措施，使得氢气密封油系统能为发电机内氢气纯度和压力的控制提供完善的保障。
3.1.3 轴封浮动油。由于氢侧回路压力略高于空侧回路，发电机内氢气会对密封油产生外推的作用力，需要在密封环外侧和密封环支架之间通入浮动油，抵消氢气向外的推力，并形成油膜轴封，保证了密封环在较高的压力下能自由浮动，防止因密封环卡涩而引起发电机转轴过大的振动。三门核电氢气密封油系统与一般双流环系统的不同的是为浮动油路单独设置了一台浮动油泵，为浮动油路提供压力，更好地保护密封环不会发生卡涩以及氢气密封油系统的正常运行。密封环结构及其油路如图1所示。
3.2 发电机定子冷却水系统
发电机定子冷却水系统为定子线圈的空心导线提供经过冷却、过滤、除盐的冷却水，带走定子线圈电阻损耗产生的热量。定子冷却水回路压力低于发电机内氢气压力，定子冷却水箱采用氢气加压，泄漏到定子冷却水中的氢气在水箱中释放并在顶部积聚，水箱顶部的自动排氢阀根据压力设定值自动开启（50kPa）和关闭（30kPa）。氢气加压不仅可以抑制氧气在定子冷却水中的溶解，而且自动排氢阀的动作频率也是监视氢气是否向定子冷却水泄漏的最有效手段。
3.3 发电机气密性试验
除了从密封环处的泄漏，氢气还有可能从发电机氢气系统和发电机本体的法兰、阀门等设备的连接处泄漏，因此需要对发电机整体进行气密性试验，根据设计要求需要在调试阶段分别使用空气和氢气对发电机整体以及氢气系统进行两次气密性试验，允许泄漏率分别为1Nm3/天和4Nm3/天，在调试阶段就通过试验消除发电机氢气系统和发电机本体存在的泄漏点，确保整个发电机氢气系统和发电机本体的严密性。正常运行时允许的氢气消耗率为14Nm3/天（Nm3代表标准立方米，是指在0℃、1个标准大气压下的气体体积）。
3.4 自动补氢
在氢气二氧化碳系统的供氢单元上设置有并列的两个自动补氢阀，当发电机内氢气压力发生下降，这两个阀门可以自动为发电机补充氢气，以维持发电机内额定压力。
4 结语
通过以上分析可以看出，三门核电采取了一系列独特的措施，实现发电机内氢气纯度、压力和湿度的要求，保证电厂安全稳定地运行。
参考文献
[1] 卢洪坤.氢冷发电机的氢气纯度控制[J].浙江电力，
2012，（12）.
[2] 汽轮发电机运行导则（DL/T 1164-2012）[S].
[3] 曲华伟.发电机氢气泄漏率的计算及影响氢气泄漏率
主要原因分析[J].测量与技术，2013，（5）.
三门核电范文第10篇
【关键词】 核电 信息化 AP1000
一、国内核电信息化现状
信息化作为现代企业在经营管理方面的必要基础支撑，是提升企业管理水平的主要途径之一，在核电行业也越来越受到重视，信息化在核电的应用和解决方案快速发展。三门核电肩负着建设全球首台AP1000机组的重任，要想在管理上有所突破，必须依靠信息化平台的有力支撑，信息化平台的发展和创新也是AP1000国产化和自主化的必然要求。
虽然核电项目投资大，但是信息化投资所占比例并不高，同时项目建设周期长，信息化需要覆盖公司管理和项目管理，横跨筹备期管理、工程建设管理和调试管理，并兼顾生产信息化管理，任务艰巨。
虽然国内核电项目已建成多个，但项目建设组织模式、管理方式各不相同，还并没有形成一套成熟有效、可以全面推广的信息系统，各家电厂的信息化仍处于不断探索和优化的阶段。
二、三门核电信息化成果
三门核电的信息化经过多年的发展和建设，现在已经逐渐形成了一套与自身管理与业务相匹配的、业务高度集成、信息系统高度集成的信息架构。其中最为核心、最为重要、业务集成最高的就是公司的SPMS系统（三门核电项目管理信息系统）。SPMS基于IFS Foundataion1技术平台开发而成，已经完成了三期系统的建设，实现了对资金流、物资流、工程过程、调试工作的管理，实现业务与财务的集成，为工程期和调试期的业务提供了良好的信息化工具支持，切实帮助公司实现项目管控的提升、管理成本的下降、项目风险的降低，并为电站运行积累电站配置数据，取得了良好的应用效果。
三、三门核电的信息化实践经验分析
3.1领导带头、提前规划、充分调研
从国内外的调研了解到，核电信息化最大的问题之一就是缺乏统一的规划（也是由于核电信息化的不成熟），各个部门信息化需求纷杂，信息化过程中缺乏整体考虑，各自为政。这样的问题在早期核电厂别明显，广核更是在多年的发展中形成了大大小小上千个信息系统。
三门核电自筹备之初起，公司领导高度重视信息化建设，带头用了近两年的时间对国内核电、水电、火电典型项目的信息化建设情况进行了充分调研。通过调研得出结论：对于核电建设而言，尽管不同的核电项目堆型不同，但建设一个核电厂的基本活动是相同的；尽管项目管理模式不同，但基本的管理职能领是相同的；尽管业务过程可能差别很大，但业务过程所产生和使用的数据单元的范畴是大体相同的。从这个角度来说，不同核电业务信息化的核心范围和目标应当是具有共性的。
特别是三门核电在信息化建设起步时，就及早启动了信息化咨询项目。通过信息化规划，从公司层面统一了对信息化的认识，明确了三门核电后续信息化建设方向、路线，为后续信息化建设打下了坚实基础，避免了后续信息化孤岛、各自为政的问题。
3.2选择成熟但具有一定开放性的产品作为实施基础
市场上有不少成熟的ERP、EAM系统，但是这些产品往往具有以下一些问题：
1）三高：产品费用高、实施费用高、维护费用高。
2）水土不服，应用效果差：管理思路和使用习惯与国内有不少差异，推广起来阻力重重。
3）封闭：缺乏灵活性和适应能力，难以对功能进行扩展。
三门核电通过大量的前期调研选定IFS平台作为企业业务管理的核心平台，这也是SPMS系统后续大量定制开发而保持快速发展、稳定运行的基础。综合三门核电信息化规划的决策与实际建设中的经验，建议核电的核心业务管理平台的选择应重点考虑：
1）业务成熟度高：所选平台本身应具备一定的市场占有率，经过市场的检验，产品中能沉淀行业经验，具备严谨优秀的业务逻辑。
2）运行稳定：作为一套核心业务信息系统，其核心要素必须是确保系统的稳定运行。
3）具备一定的可定制性：可以大大减小系统在上线推广所遇到的管理阻力，更容易被用户所接受；同时，后续新的业务需求可以很快的得到响应，公司的管理思路在该平台上可以得到完整的实现，使得系统能够持续改进。
4）架构简洁、便于运维：可以极大降低日常运维所需的技术学习曲线，从一定程度上减少相当的运维成本、减轻运维压力。
5）可靠的实施团队：优秀的产品更需要优秀的团队来实施，实施团队的项目经验、业务背景、稳定性、后续支持与投入是确保项目成功的关键要素。
3.3以财务为导向，优先实施财务，实现财务业务一体化
企业的业务活动最终都需要反映为财务信息，财务模块应该作为一个基础模块，在业务模块实施之前优先考虑实施，业务模块在实施过程中在必要的节点邀请财务参与，实现财务信息与业务信息的集成。
传统的企业信息系统中，财务系统和业务系统分别独立运行，业务数据被转化为财务数据需要经过多道手续，不但会产生业务数据与财务数据的时间差，而且会计系统自成一体并以“信息孤岛”形式存在。通过实施SPMS系统，三门核电以财务信息为导向贯通了概预算管理、立项管理、采购管理、合同管理、仓储管理、财务管理，实现了财务业务一体化，较大程度改善了财务信息与业务信息不同步的情况，避免了多次重复录入，同时有利于财务人员根据业务链条追本溯源。
财务业务一体化为财务管理与控制的开展奠定了基础，使财务事后控制变为有效的事中控制、事前计划成为可能，会计信息处理的范围得以扩展和延伸，财务职能也得到了更好的发挥。
企业也可以对经济业务进行实时控制而且有利于提高信息的透明度，更好地落实内部控制制度。
财务作为企业的核心信息极其敏感，不允许出现任何的问题，虽然财务业务一体化的成果十分诱人，但是也具备相当的风险，必须从公司高层决策、并且坚定支持来推动财务业务一体化的工作。
3.4要求参建单位接入，打通管理流程，加快信息传递
业主的管理流程在信息化的过程中，参建单位往往是整个电子化流程的一个痛点，流程到参建单位的环节便无法进行下去，无法实现信息化的闭环管理的目标。
三门核电在信息化建设中，在工程期的SPMS系统建设就已经充分考虑了将参建单位引入系统流程的可能性，在设计时尽量向下游扩展，并随着工程进展不断将新的参建单位纳入公司的电子化管理流程。目前公司SPMS的使用对象已经不再局限于业主自身，承包商、监理公司、施工单位、设计单位等现场承建单位都是系统的用户，包括安全管理、质保管理、工程管理、仓储管理等都通过系统实现了与参建单位的联动，参建单位和业主一起通过SPMS系统完成对AP1000项目过程管理。
四、结束语
本文简要总结分析了三门核电信息化的一些实践经验，三门核电的信息化以SPMS为核心，规划充分、思路清晰、目标明确，经历了多年探索取得了一些成绩，特别是财务业务一体化、平台高度集中等方面在国内都有首创意义，应用效果得到行业内认可，希望对其它核电信息化提供借鉴，同时也希望进一步吸收、借鉴国内外好的理念和方法，最终建成一套具有AP1000特色的、具有国际先进水平的信息化管理平台。
参 考 文 献
[1] 曾勋， 翁黎明， 王瑛. SPMS系统在三门核电项目管理过程中的应用[B] 电力信息化