核电厂常规岛设计规范条文说明征求意见稿.docx
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核电厂常规岛设计规范条文说明征求意见稿
条文说明
制定说明
本规范是根据中华人民共和国住房和城乡建设部[2011]17号《关于印发2011年工程建设标准规范制定、修订计划的通知》的要求,总结多年来核电厂常规岛的设计经验和研究成果,结合我国的国情,对核电厂常规岛功能和性能方面的设计做出规定。
本规范的编制遵循主要的原则如下:
1对核电厂常规岛的各系统提出设计的基本要求;
2设计应遵循安全第一的原则,并采取成熟可靠的设备;
3遵循国家相关标准、法规,对本规范中涉及的内容与国家现行标准有重复的部分,采取引用的方法;
4吸收国外的核电厂先进的设计标准;
5本标准内容仅围绕核电厂常规岛写,并写出常规岛与核岛的接口要求,核岛对常规岛的特殊要求;
6根据通信专业的特点,其章节内容涵盖常规岛和核岛的内容;
本标准属新制订的综合性标准,编写组人员对国内已建和在建的核电厂进行了现场收资调研,对各章节的技术问题进行了详细调查和专题研究,形成一本调研报告书(合订本)和29个专题报告,其目录如下:
《核电厂常规岛设计规范》调研报告(合订本)
《核电厂常规岛设计规范》专题报告
(1)汽轮机设备选型专题
(2)主厂房布置专题
(3)辅机选型专题
(4)电气主接线方式及核电厂外接辅助电源引接分析专题
(5)核电厂厂用电各级电压中性点接地方式的选择
(6)核电厂厂用电原则接线的设计专题
(7)高压厂用变压器的选择
(8)核电厂常规岛电气系统调研报告(包括一次和二次)
(9)简化机组后备保护和继电保护出口方式的研究
(10)厂内配电系统(中压、PC、MCC)的综合保护及控制结构研究
(11)核电常规岛热控设计标准研究
(12)核电辅助车间控制系统结构及控制方式专题
(13)核电常规岛与核岛接口信号实现方式以及仪控设备安全隔离具体措施专题
(14)除盐水处理及贮存系统设计容量专题研究报告
(15)凝结水精处理设置专题研究报告
(16)二回路水化学控制
(17)循环水泵及管沟配置专题研究报告
(18)核电湿式冷却塔配置专题研究报告
(19)核电空冷塔配置专题研究报告
(20)循环水建(构)筑物结构设计研究
(21)核电厂常规岛总平面布置调研报告
(22)核电厂实体保护对总平面布置的要求
(23)核电厂常规岛厂房布置特点及防火研究专题报告
(24)常规岛生产辅助厂房建筑布置特点专题报告
(25)汽轮发电机厂房防倒塌验算地震作用水准专题报告
(26)核电站常规岛厂房采暖、通风、空调方式的优化研究
(27)核电站BOP厂房采暖、通风、空调方式的特殊性研究
(28)边坡设计专题报告
(29)不同核电厂及常规电厂厂内通信系统的比较分析
(30)核电机组参与系统(广东)调峰运行能力专题报告
为便于广大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本标准时能正确理解和执行条文规定,本编制组按章、节、条顺序编制了标准的条文说明,对条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明和解释。
本条文说明不具备与标准正文同等的法律效力,仅供使用者作为理解和把握规定的参考。
3电力系统的要求
3.1基本规定
3.1.2 本条根据我国能源发展战略及核电发展对电网影响制定的。
积极发展核电是我国能源的长期重大战略选择,核电将成为我国能源的一个绿色支柱,未来随着核电装机规模的增加,对电网运行影响越来越大,为保证核电机组与电网协调发展,核电机组设计应根据系统运行需要,经专题论证后,具有一定负荷调节能力,在保证核安全前提下,承担系统部分调峰功能。
3.2电厂接入系统技术要求
3.2.3 本条根据DL/T5429-2009电力系统设计技术规程6.3.3条制定的。
3.2.4
4本款中关于发电机功率因数及进相的具体要求,根据DL/T5429-2009电力系统设计技术规程7.2.3条、7.2.4条及DL/T1040-2007电网运行准则5.4.2.2条制定的。
4常规岛建厂条件
4.0.4国内目前尚未颁布核电厂防洪的专门规范,根据目前设计通常采用的标准提出了核电厂建筑物、构筑物防洪标准,安全重要建筑物、构筑物采用设计基准洪水位(可能最大洪水或可能最大潮位);常规岛及其辅助、附属设施参照火电,取100、200年一遇高水(潮)位。
风暴潮严重地区一般指广东、广西、福建、浙江、上海、江苏和海南等地的沿海地区,其中江苏省包括长江口至江阴的长江河段。
5总图运输
5.0.5本条系核电厂事故应急的需要,也是根据《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660-2011)第4.3.2条的规定而制定的。
5.0.10因为多台机组平行布置时,反应堆厂房与邻近机组的汽轮发电机厂房呈切向布置,这使关键靶物(如控制室)处在汽机转子碎片形成的飞射物25°射角的范围内〖《核电厂内部飞射物及其二次效应的防护》HAD102/045.2.3〗为了减少这个撞击力,需要加大两个核电机组之间间距或采用工程措施,否则是不安全的。
5.0.14本条是根据核电厂防洪设计的实际经验并参照《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660-2011)制定的。
5.0.16当采用直流冷却供水,场地标高与取水标高相差较大时,考虑电厂运行的经济性,宜将汽机厂房下沉布置”,如在山区建厂,提水高度较大,核岛与汽轮发电机厂房场地是削山形成,由于汽轮发电机厂房场地标高的安全标准低于核岛场地标高的标准,在核岛与汽轮发电机厂房之间蒸汽管道的连接等技术问题都可以解决的前提下,为了降低供水高度,节约运行费用,可以把汽轮发电机厂房布置在低于核岛且符合标准规定的另一个台阶。
这在国内火电厂有此经验,国外核电厂如日本的福岛、大阪,德国的奥布利希海姆,美国的比弗谷,法国的某些核电厂都是这样布置的。
5.0.21本条系根据《工业企业总平面设计规划》第8.2.6条制定。
5.0.22系根据1988年法国电力公司编制的《安装规定汇编》(DRI)中I-17《核电厂技术廊道》制定的。
6机组选型
6.1机组工况
6.1.1我国的GB5578-2007《固定式发电用汽轮机规范》和DL892-2004《电站汽轮机技术条件》中,把额定功率或铭牌功率定义为“在额定的主蒸汽参数及再热蒸汽参数、背压11.8kPa(a),补给水率3%及回热系统正常投入条件下,扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等的功耗,供方能保证在寿命期内任何时间都能安全连续地在额定功率因数、额定氢压(氢冷发电机)下发电机输出的功率”。
在已建成的国内核电厂中,除我国自主设计的核电机组都沿袭火电的标准定义外,引进国外技术的核电机组都将铭牌功率对应于最大连续工况时的功率。
由于核电机组一般带基本负荷运行、投资较大,从经济上考虑按最大连续功率(TMCR)作为机组额定功率更合理,因此本规程把最大连续功率(TMCR)定为额定功率或铭牌功率。
最大连续功率(TMCR)工况不考虑厂用辅助蒸汽的用汽量。
额定主蒸汽参数是指汽轮机主汽门进口处的主蒸汽参数(压力、湿度),额定主蒸汽流量是指核蒸汽供应系统额定热功率所对应的额定蒸汽流量(反应堆热工设计流量)。
最大连续功率(TMCR)工况时蒸汽发生器的排污率规定为0%。
6.1.3针对厂址位于南方的核电机组,考虑到夏季时间较长,用电负荷较大,增加了夏季连续功率(SCR)工况。
相比最大连续功率(TMCR)工况,所不同的是循环水温度取一年中最高的月平均水温,所有其他参数保持不变。
夏季连续功率(SCR)是可以在夏季连续发出来的并且有利于核电厂的功率。
在设计阶段,SCR也成为一个重要参数,为区域夏季峰值电力需求优化机组性能。
6.1.4针对厂址位于北方的核电机组,考虑到冬季时间较长,用电负荷较大,增加了冬季连续功率(WCR)工况。
相比最大连续功率(TMCR)工况,所不同的是循环水温度按照一年中最低的月平均温确定,所有其他参数保持不变。
需要注意的是冬季连续工况的背压应大于汽轮机阻塞背压。
6.1.5我国汽轮机标准中定义的额定工况,本规范定义为核电机组的能力工况(CCR)。
为了得到在夏季背压11.8kPa(a)、补给水率1.5%时的功率数值,可在汽轮机订货合同中要求制造厂提供CCR工况的热平衡。
6.1.6阀门全开工况(VWO)是所有调节阀全部开启时的工况,此时主蒸汽流量对应103~105%额定蒸汽流量。
这个工况是用于设备设计的最严厉运行工况,在核电厂运行中实际是不存在的。
6.2汽轮发电机组选型
6.2.1与火电机组锅炉跟随汽轮机不同,核电站的汽轮机是随核岛的,因此汽轮机应满足核岛在性能方面的要求。
6.2.6由于在具体工程中,汽轮机背压、凝汽器的冷却面积和冷却水量是相互牵制的,因此需要根据工程情况和汽轮机低压末级叶片等进行优化和论证。
由于双背压或多背压凝汽器会降低冷却水量,内陆核电厂宜优先采用。
7常规岛主厂房布置
7.1基本规定
7.1.2此条规定主要是考虑汽轮发电机组运行中可能产生飞射物,飞射物的飞射方向基本是在与汽轮发电机组轴线垂直的平面内,汽轮发电机组按规定的方向布置,可避免汽轮发电机组可能产生的飞射物伤及和安全厂房。
7.2汽机房及除氧间布置
7.2.1目前在运的核电站汽轮发电机组均采用纵向顺列布置。
常规岛主厂房一般采用独立厂房,双堆机组两台机之间的间距主要根据核岛及核辅助厂房尺寸确定。
汽轮发电机组若采用横向布置,则拉大了两台机之间的距离,而且改变了核岛与常规岛的管道连接方式。
因此,不建议汽轮发电机组采用横向布置。
7.2.2汽机房岛式布置优点是节省土建投资、零米层设备可用汽机房桥式起重机进行检修起吊。
缺点是主厂房空间利用率低、运行时巡检不方便。
大亚湾核电站、岭澳核电站一期常规岛主厂房采用岛式布置。
CPR1000核电站运转层标高达16m以上。
若采用岛式布置,则主厂房空间利用率低的缺点较明显;若采用大平台布置,可利用中间层布置设备和管道,则建造大平台所增加的土建造价,可以从节省厂房总体积中得到补偿,且运转层上有足够的检修面积,使检修方便。
同时,汽轮机运转层用大平台布置后,对桥式起重机不能吊到的底层辅助设备,要增加必要的检修起吊设备。
同时大平台便于巡检人员对设备的操作与维护。
7.2.3地上式布置方案指的是常规岛底层基本与厂坪处于同一标高,凝汽器最低抽管标高在零米以上。
岭澳核电站、红沿河核电站、宁德核电站等均为地上式布置方案。
整体下沉式布置方案指的是将主厂房底层标高整体下降至厂坪标高以下,一般将主厂房整体下沉一层,使得常规岛中间层与厂坪处于同一标高,此时部分或全部凝汽器管束在厂坪标高以下。
有些工程在釆用整体下沉式布置方案时,在汽机房靠近核岛侧增加一跨,在此跨中维持主蒸汽、主给水管道的布置与地上布置的汽机房一致,以此来简化分析计算。
目前在设计的方家山核电站即采用此种布置方式。
凝汽器局部降标高布置方案指的是仅降低凝汽器及凝泵区域的底层标高,其余大部分主厂房底层辅机仍布置在零米层。
目前在设计的阳江核电一期工程及防城港核电一期工程均为凝汽器局部降标高布置方式。
在不同的厂址条件下,经综合技术经济比较,考虑设备的检修安装条件、年运行费和初投资费等,最终选择适合该厂址的主厂房布置方案。
7.2.6汽轮机油系统必须设有防止火灾事故的各种措施。
除应根据防火要求设置消防水源及其它灭火设备外,必须迅速将油排往适当的安全地点,但不应将油排放到敞开的沟道和下水道内,以防止火焰蔓延,扩大事故和污染环境。
拫据调查,如事故放油门位置设置不当,一旦油系统着火,将无法靠近操作,影响及时处理。
所以在布置事故放油门时,应考虑到该阀门能在安全方便的地点操作,并有两条人行通道可以到达。
7.3维护检修
7.3.2根据目前国内核电站实际经验,引进欧洲的机组基本是考虑用2台起重量相同的桥式起重机起吊发电机静子,但有些核电站常规岛主厂房的起重机起重量未考虑起吊发电机静子的重量。
可根据工程具体情况,进行技术经济比较。
7.3.3本款规定引用《大中型火力发电厂设计规范》中6.8.3规定。
对于10t以上的设备,可根据工程具体情况,考虑采用单轨或双梁起重机。
7.4综合设施要求
7.4.3本条款中对总事故油池容量的规定是参考《大亚湾核电站系统和运行》中相关的要求。
7.4.5本条款中对主通道宽度及净高的要求是根据核电厂运营公司提出的该通道应保证运送阀门等物件的叉车进出,因此该数据是按国内3t叉车要求的最小直通道宽度及起升高度要求来确定。
根据法国EDF的要求,该通道宽度不少于3m,净高不低于3m。
8汽轮机相关系统及设备
8.2汽水分离再热系统
8.2.2目前我国大多数压水堆核电机组采用每台汽轮机组配置两台汽水分离再热器,且配置两套独立的疏水系统,在田湾核电厂的俄罗斯机组中采用一套共用的疏水系统,这两种系统运行后均能达到设计要求,因此本规范规定这两种系统均可使用。
8.2.4
1推荐疏水箱采用卧式圆筒形,有利于提高疏水箱安装标高,增加再热器疏水流动的稳定性,提高分离器疏水泵的有效汽蚀余量。
2疏水箱的有效贮水量的规定来自于阿尔斯通公司汽水分离再热器回路设计规定。
8.2.8分离器疏水泵采用立式筒形离心泵有利于增加疏水泵有效汽蚀余量,提高疏水泵运行可靠性。
8.4给水系统
8.4.2以岭澳核电站一期工程为例,经测算表明,热效率方面,采用汽动给水泵方案与电动给水泵方案的热效率非常接近,甚至采用汽泵时机组净输出电力比电泵时还少约0.05MW;初投资费用方面,汽动给水泵组投资是电动给水泵组的1.5倍以上;土建费用和设备维修费用方面,汽动给水泵也远高于电动给水泵。
因此,综合各因素后,对于采用半速汽轮机核电站,推荐采用电动给水泵。
8.4.3岭澳核电站一期和二期工程的给水泵再循环系统是采用ON-OFF型减压阀与阀后节流孔板组合方式,为使得给水泵的调节过程更平稳,结合火电站中的成熟经验,故推荐再循环阀宜为可调节型
8.4.4当给水泵自身需要暖泵系统时,需配置。
另外,备用泵停运一段时间后,由于散热原因,其泵腔、泵入口和出口管道以及再循环管道中水的温度都会有所降低,在备用泵突然需投入运行时,温度相对较低的水送往核岛蒸汽发生器,对核岛堆功率的控制产生一定的扰动,因此需与核岛设计方协商是否需要设置暖泵系统。
8.4.5核岛对主给水温度最大温降有要求,因此,在单列高压加热器故障隔离部分给水走旁路时,剩下的一列高压加热器容量需保证给水温降满足核岛的要求。
8.4.9为提高除氧器的运行可靠性和热力系统的经济性,推荐除氧器在汽轮机高负荷时(>30%额定工况)滑压运行,在汽轮机启动和低负荷时(≤30%额定工况)定压运行。
8.4.11法国电力公司EDF要求的除氧器给水箱的有效贮水容积不小于3.5分钟的主给水流量。
国内百万千万级压水堆核电站除氧器给水箱的有效贮水容积统计如下表:
项目
除氧器贮水箱容量(m3)
密度(kg/m3)
额定工况时主给水流量(kg/s)
满足时间(分钟)
大亚湾和岭澳核电一期工程
419.68
900
1627.3
3.87
岭澳核电二期工程
410
890
1627.3
3.74
秦山核电扩建项目(方家山)
410
890
1627.3
3.74
福建福清核电站一期工程
410
890
1627.3
3.74
综合考虑各因素后,推荐给水箱的有效贮水容积应不小于3.5分钟的机组TMCR工况时核岛蒸汽发生器的蒸发量及其正常排污量之和。
8.4.14当部分旁路蒸汽管道接至除氧器时,在旁路蒸汽向除氧器排放工况下,除氧器应有相应措施保证除氧器安全阀不起跳,即保证在这种工况下不向大气排放出蒸汽。
8.6凝结水系统
8.6.4精处理装置间断投入运行可满足正常运行时的给水水质要求,故单独设置凝结水升压泵和无阀旁路系统,在精处理装置不投运时凝结水全部从无阀旁路管道通过。
精处理是否投运对凝结水泵都无影响,凝泵的运行平稳。
8.6.5机组正常运行时,每列加热器需通过50%总主给水量;当单列低加隔离甚至双列低加隔离工况,通过除氧器和高压加热器的加热量增加弥补,对输送到核岛蒸汽发生器的主给水温度影响较小,比如岭澳核电3、4号机组,在双列3、4号低加隔离工况,主给水温度仅下降2.1℃,远小于岭澳核电3、4号机组核岛蒸汽发生器对给水温度瞬态变化范围的要求23℃。
每列低压加热器的容量宜为总容量的一半。
8.9凝汽器及相关系统
8.9.4由于核电厂疏水点多、量大,为了避免对凝汽器冷却水管束的冲刷,推荐安装外置疏水扩容器(箱)和高、低压疏水集管。
8.9.5
4现国内M310堆型的机组的凝汽器真空泵的排气是接至核岛通风系统的,而AP1000堆型的机组的凝汽器真空泵的排气是就地排放至厂房外的。
因此工程可根据核岛堆型选择真空泵的排气去向,但不管是M310堆型的机组,还是AP1000堆型的机组,凝汽器真空泵的排气都进行放射性连续监测,监测设备由核岛负责。
8.9.6规定凝汽器设置捡漏装置,基于核电厂蒸汽发生器对水质要求较高。
8.9.8凝汽器冷却水中悬浮物较多,是指水中含有较多水草、塑料袋(膜)、水生物,降低凝汽器传热,影响机组功率时,推荐凝汽器循环水进水管道上加装二次滤网。
8.12润滑油贮存和净化系统
8.12.2CPR1000因是双堆布置,采用两台机共用一套润滑油贮存和净化系统。
AP1000和EPR属于单堆布置,其中AP1000的润滑油贮存和净化系统采用单机配置而EPR采用的是全厂共用的方式,通过管路设计或者移动设备进行油的传输。
9 水处理系统
9.1基本规定
9.1.2对于地表水,应了解历年丰水期、枯水期的水质变化规律,还应了解外界因素的影响,如水源受污染情况及发展趋势;对存在海水倒灌影响的水源,还应掌握其全年的季节性变化规律,了解海水倒灌影响的发展趋势。
对于海水,应了解潮位、核电厂周边海域环境、核电厂取排水对水质的影响和变化规律。
9.2 水的预处理
9.2.1本条规定了全厂原水预处理方式的选择要求。
由于水源水质有机污染的较普遍,造成预脱盐和除盐系统的污染并影响其出水质量。
因此,对去除有机物的原水预处理工艺系统提出要求。
原水预处理工艺应根据原水的悬浮物、胶体含量情况进行选择。
由于直流混凝系统难于满足稳定的絮凝所要求的两个基本条件:
即足够的絮凝反应和矾花形成时间及稳定的加药量控制,尤其是在低浊度条件下。
且国内核电厂和火力发电厂中的直流混凝预处理系统运行状况普遍不理想,因此,不推荐采用直流混凝工艺。
9.2.3本条规定了预处理设备出力和水箱(池)的容积设置要求。
海水水箱(池)容积不宜过大且内部还应避免有流动死角,以免导致海水停留时间过长而产生生物和菌藻的滋长,引起后续水处理系统的生物污染。
为保证水箱及其附属设备和管件的检修而不影响水处理系统正常运行,水箱的数量不宜少于2台。
9.3水的预脱盐
9.3.1海水和苦咸水的预脱盐工艺常采用反渗透法、蒸馏法(包括低温多效、多级闪蒸),各种工艺都有其特定的使用条件,且投资和运行成本也存在较大差别。
因此,需要针对工程的具体情况进行技术经济比较。
通常,反渗透系统投资和制水成本较低,而蒸馏法对低温水处理具有较好的适用性。
9.3.2反渗透对水中有机物有较高的去除率,根据美国EPRI导则相关文件,反渗透膜通常可以脱除分子量100~200的低分子有机物。
因此,当水源中有机物含量较高、除盐系统不能满足有机物去除要求时,应在除盐系统前设置反渗透装置去除有机物,减少后续除盐系统的有机物去除负荷。
9.3.3反渗透膜的水通量随水温降低呈明显的下降,导致能耗增加;当水温低于5℃时,将严重影响反渗透装置的制水能力。
因此,需要根据工程水温情况进行水的加热。
9.3.4预脱盐系统采用可能受放射性污染的蒸汽加热可能导致淡化水和除盐水的放射性污染,因此,应保证热源蒸汽有可靠的隔离而不受放射性污染。
二回路蒸汽不能直接作为加热蒸汽。
核电厂的加热蒸汽可考虑采用蒸汽转换器系统的辅助蒸汽、启动锅炉蒸汽等。
9.3.5本条规定了预脱盐系统设计的要求。
多级闪蒸和低温多效蒸馏装置所适用的蒸汽参数不同,需根据核电厂内可供蒸汽的条件通过比较选择蒸馏装置型式和主要参数。
由于海水一级反渗透处理比两级反渗透处理的预脱盐产品水的侵蚀性要强,采用两级反渗透预脱盐处理除可满足后续的除盐处理系统进水含盐量要求外,还可以简化工业、消防水的水质缓蚀调整处理工艺。
水质缓蚀调整处理的目的是消除预脱盐产品水其对工业、消防水管网和设备的腐蚀。
9.3.6本条规定了预脱盐主要设备的容量和数量设置要求。
蒸馏装置的可利用率很高,其设备最大出力可达到额定出力的110%,且核电厂内设有较大容量的除盐水箱和工业水池。
当1台设备检修时,其余蒸馏装置可以满足核电厂正常运行工况的水量要求。
预脱盐水箱指预脱盐系统出口中转水箱。
全厂工业、消防供水系统的贮水箱容积设计要求见本规范第12章相关内容。
9.4水的除盐
9.4.1“一级除盐”依据进水水质情况可以采用“阳床-阴床”或“阳床-脱碳器-阴床”。
除盐系统方案与其进水水质、预脱盐系统工艺均有很大的关联性。
由于核电厂对除盐水水质及其系统运行的稳定性要求很高,因此,推荐除盐系统采用离子交换方案。
预脱盐后续的混床除盐系统应注意二氧化碳和含盐量对混床运行周期的影响。
对于电除盐(EDI)系统的方案,由于目前在大型火电厂中应用还不广泛且没有核电厂的使用经验,暂不作推荐,可根据具体工程情况经技术经济论证后确定。
9.4.2除盐系统的设计出力应考虑在一定的设备检修状况下,保证核电厂正常运行时的除盐水用水量需求。
对于不同堆型的核电厂,其除盐水用水系统及用水量均有所不同。
根据国内已投产的大亚湾、岭澳、秦山及田湾核电厂以及海阳等在建核电厂的调查,除盐系统设计容量一般取蒸汽发生器额定蒸汽流量的1.0%,最高不超过1.5%。
实际运行除盐水水量损失均不超过蒸汽发生器额定蒸汽流量的1.0%,除盐水水量损失最低的核电厂年均损失低于蒸汽发生器额定蒸汽流量的0.2%。
国外核电厂的除盐系统正常设计出力较普遍地按蒸汽发生器额定蒸汽流量的1.0%取值。
9.5除盐水贮存及供应
9.5.1除盐水贮存和供应系统的设计应落实系统与核岛事故应急的相关性,贯彻核电厂纵深安全防御的设计理念,保证核岛事故应急的水量需求。
并且还要适应核电厂的运行管理要求。
9.5.2除盐水箱贮存水量包括全厂1台机组启动或事故、其余机组正常运行的补充水以及核岛事故应急所需的备用补充水。
对于除盐水采取按pH分质供水的核电厂,除盐水箱总容积设计可参照本条原则,分类水箱容积根据厂内分质用水的情况具体分析确定。
9.5.3除盐水的供水系统包括泵组和管道的设置要考虑尽量减少设备和管道故障和维修对全厂供水的影响。
9.6凝结水精处理
9.6.1核电厂正常运行凝汽器无泄漏且二回路水汽系统洁净时,通过蒸汽发生器的排污即可达到二回路水化学控制要求,故机组正常运行时一般不考虑精处理装置运行。
凝结水精处理的设计功能只考虑在机组启动、凝汽器泄漏工况下使用。
核电站精处理混床不推荐氨化运行,主要考虑精处理系统出水钠离子控制值很低,在混床铵穿透时,阳树脂中的少量残留的钠离子会被水中的铵离子置换,导致其出水的钠离子泄漏,给蒸汽发生器的安全运行带来隐患。
9.6.2当选用氨作碱化剂时,二回路水化学要求控制较高的给水pH(一般控制范围为9.2~9.8)。
实际运行中,通常采取高pH运行(pH≥9.6),以尽可能减少二回路水汽系统的腐蚀。
由于混床失效树脂的再生步骤复杂,技术要求高,为了提高混床的运行周期,减少其再生次数,一般设置前置阳床,以去除水中绝大部分的铵离子,降低混床的阳离子负荷。
采用海水冷却时,凝汽
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