1、常规岛简介
整个核电厂从功能上划分主要由三大部分组成：核岛、常规岛和BOP。
介绍的内容主要集中在常规岛主要工艺系统和主要设备方面。
以1000MWe机组为例。
1000MWe压水堆核电站的常规岛主要由以下几个部分组成：
1) 位于每个汽机房内的系统和设备；
2) 位于每个主变压器平台上的设备和附属装置；
3) 常规岛的中压和低压开关装置及几个I&C小室；
4) 分布在其它区域中的各项对于运行和安全来说是需要的公用设施。
压水堆核电站常规岛系统的主要功能是利用蒸汽发生器产生的饱和蒸汽，通过饱和蒸汽汽轮机转化成机械能，带动发电机产生电能。
经汽轮机作过功的乏汽在凝汽器内凝结成水，然后由凝结水泵经凝结水过滤器，凝结水化学处理装置，汽封加热器等设备，送往低压加热器和除氧器，再由主给水泵送到高压加热器加热，最后送回到蒸汽发生器，这样，构成了一个热力循环。在此过程中，除去大部分的气态、固态、以及溶解的杂质来保证蒸汽发生器给水的品质。
核电机组的汽轮机厂房中根据不同的厂房设置方式，通常安装一台或若干台汽轮发电机组。
常规岛工艺系统主要包括汽轮机及其配套系统、发电机及其配套系统、以及辅助系统和设备。
2、汽轮机组简介
2.1 核电汽轮机组主要供货商
经过几十年的努力，我国核电发展有了长足的进步，国家和集团提出要全面实现四个自主化和国产化，即全面实现百万千瓦级的大型商用核电站的设计自主化、设备国产化、工程建造自主化、营运自主化。
但是，就现状而言，百万千瓦级压水堆核电站的汽轮机组还不能完全实现国产化。还需要国内潜在供货商的共同不懈努力。
目前国内外比较有竞争力的大型核电汽轮机的供货商：
1) ALSTOM公司；
2) 日本三菱公司；
3) 日本东芝公司；
4) 日本日立公司；
5) 西门子公司；
6) 列宁格勒金属工厂（AOLMZ）；
7) 中国东方集团公司；
8) 上海核电设备成套集团公司；
9) 中国北方核电设备集团公司等。
2.2 核电汽轮机组总体参数
型式: 单轴、四缸、六排汽、凝汽式二级再热装置
转速: 1500r/min
主蒸汽门前蒸汽压力: 6.764MPa(a)
主蒸汽门前蒸汽温度: 283.5℃
主蒸汽门前蒸汽流量: 5493.5t/h
主蒸汽门前蒸汽湿度: 0.25%
回热抽汽级数: 6级(1高 1除氧 4低)
给水温度: 223.9℃ Ø平均冷却水温度: 23.0℃
末级叶片长度: 1250mm(49.2″)
排汽压力: 0.005MPa(a)
净热耗率: 9788kJ/kWh
机组最大保证功率: 1071.09MW
2.3 核电汽轮机组结构特点
大功率核电站的汽轮机组形式一般采用四缸、单轴、六排汽的高效率及高可靠性的凝汽式汽轮机组。
a) 高压汽轮机
高压汽轮机是一种双流式机组，装有一个调节级，随后各级为反动级。蒸汽通过固定在汽轮机两旁的两个主截止及调节组合阀后进入高压汽轮机。主截止及调节组合阀出口由四根进口管与高压内缸上环形布置的喷嘴室相连接，其中两根管与下缸固定连接，另两根与上缸固定连接。
蒸汽沿轴线双向流动，从喷嘴室通过调节级和反动级到六个排汽出口，其中有两个排汽口在上缸的两端，其余四个排汽口在下缸两端各布置两个，然后通过连通管与汽水分离再热器下部相连，蒸汽经汽水分离及两级加热成过热蒸汽后，从汽水分离再热器上部连通管通过再热截止隔离阀及再热调节阀分别接到三个低压汽轮机上。
机组设计有两个截止及调节组合阀，分别固定在高压汽轮机汽缸的两边，每套装置都是由两个水平安装的节流阀和两个柱塞形调节阀组成。每个阀都是通过电液调节系统单独操作阀的执行机构来控制的。
高压汽轮机结构
b) 低压汽轮机
每一个低压汽轮机都是采用反动式叶片的双流式机组，蒸汽从汽缸中心入口进入汽轮机，通过各级叶片朝两端的排汽口流动，然后向下流入凝汽器。在低压缸上还设置有抽汽口以提供用于加热给水的蒸汽。
低压汽轮机结构
c) 汽缸
汽缸的形状及支撑都是经过精心设计的，便于在温度变化时能自由地对称位移以减小汽缸变形的可能性。
高压缸为碳钢材料，水平中分为上汽缸及下汽缸，喷嘴室与轴线呈中心对称布置，喷嘴室进口段焊接在汽缸上。揭缸时先用油压千斤顶顶起，再用吊车吊起，高压缸静叶片装在定位于汽缸中分面处的叶环内。叶片环顶部、底部装有导键以保持其对汽机轴线的正确位置。
高压外缸由四个整体铸在汽缸上的猫爪支撑，定位及支撑点尽量靠近水平中心线，这些猫爪在轴承座上可自由滑动。汽缸及其附着的轴承座由“Ｈ”型件联接在一起，使汽缸有正确的轴向及横向位置。每个轴承座都可在其基座上自由滑动，由位于纵向中心线上的轴向键限制横向移动。上下高压缸由双头螺栓联接在一起，当汽机装配完毕后，这些螺栓要按一定扭矩拧紧。
低压缸的静叶或装在静叶环内或装在内缸上，这些静叶环或内缸定位于外汽缸水平面处，并有垂直导键保持叶片轴向位置。
每个低压缸由连续的底座支撑，每个底座安放在埋于基础的台板上。从第二个低压缸排汽中心点附近为始点，各个汽缸都可以在基础台板的顶面沿水平方向自由膨胀。
d) 转子
高压汽轮机转子是由合金钢锻件加工而成，分离的加长轴固定在转子调整器端，其装有主油泵及超速脱扣飞锤。
对于低压转子则采用整体转子设计，叶轮与主轴结合为一整锻部件，整个转子加工完并装上叶片后，进行精确的动平衡试验。
高压汽轮机、第一、二、三低压汽轮机的转子用刚性联轴节连结在一起，这样形成一个整体的转动单元通过11个径向轴承支承，并由第二个低压汽轮机的调速器端安装推力轴承作轴向定位。
高压汽轮机转子结构
e) 叶片
由叶片构成整个蒸汽通道，包括高压汽轮机的一个调节级及各级双流反动式叶片，以及各个低压汽轮机的双流反动式叶片，贯穿整个叶片通道，转动及静止部分是由相对大的间隙分离开，为控制蒸汽泄漏，在通流结构上采用薄的环形齿封以减少动静之间的间隙，这些环形齿封是由耐磨合金钢制成的。
汽轮机叶片结构汽轮机叶片结构
f) 盘车装置
盘车装置是在汽轮机停机后用来慢速转动转子以防止转子热变形扭曲的，盘车装置的小齿轮仅当汽轮机转子停用时才能啮合。
g) 汽水分离再热器
从高压缸排出蒸汽通过下跨接管接到汽水分离再热器壳体，蒸汽首先经过汽水分离器,由其上的山形多级翼片进行分离,分离出来的水借助于重力作用流到壳体的底部, 蒸汽离开翼片通过再热器管束外侧加热。加热蒸汽在管子内流动, 循环蒸汽则在管外流动,第一级管束的加热用蒸汽是从高压缸中抽出。经过加热，循环蒸汽的过热度可达近似45℃。然后流向第二级加热器管束,经第二级管束加热后,循环蒸汽过热度可增加至50℃。第二级管束的加热用蒸汽是从高压缸节流阀前引出。经过两级加热后的循环蒸汽通过上跨接管从汽水分离再热器接至低压缸。汽水分离再热器对称布置于机组两旁。
汽水分离再热器结构
h) 主凝汽器
主凝汽器实际为三个凝汽器，每个各自与低压汽轮机排汽口相连接，每个凝汽器都是卧式布置，单流程、表面式冷却。结构上划分为水箱及上部汽轮机排汽入口，安装于地下室。通过用橡胶波纹管与低压汽轮机排汽口挠性连接，冷却水进口温度一般为18℃左右，所设计的凝汽器维持压力约为750mm Hg真空。
3、汽轮机组的原则性热力系统
3.1 概述
核电站是一个庞大而且非常复杂的热力系统，这个系统的功能是将核能转变成机械能，再将机械能转变成电能。具体来说，这个系统是由一回路、二回路及三回路三个热力系统组成。一回路是核岛部分热力系统。三回路是循环冷却水系统。凝汽器有持续把低压缸排汽凝结成水从而维持排汽真空的功能。
二回路则是常规岛部分的功率转化系统，也是常规岛的核心部分。
3.2 原则性热力系统
汽轮发电机组的原则性热力系统由蒸汽系统和给水系统两部分构成。
(1) 蒸汽系统
二回路从能量转换的观点看，是热能、机械能、电能的转换过程。从热循环的介质观点看，主要是汽水的反复持续转换过程。核岛的蒸汽发生器，把二回路的给水加热变成汽，蒸汽通过汽轮机把热能转换成机械能，排汽经凝汽器转换成水后，再送到核岛的蒸汽发生器，构成汽－水－汽－水的连续不断的反复转换。
新蒸汽在由主蒸汽联箱直到由低压缸排入凝汽器的过程中，由于能量转换，即由热能转换成机械能、压力降低、温度降低、比容则急剧增加。
在高压缸内，有一级或两级抽汽分供高压加热器加热给水，其中较高一级抽汽也作为汽水分离再热器的热源。高压缸排出的蒸汽进入汽水分离再热器接受再热。
在低压缸内，有若干级抽汽，分别加热对应的低压加热器中的给水。
在高压缸排汽中有一部分蒸汽到除氧器供给水除氧加热之用。
对采用汽动给水泵的机组，从汽水分离再热器出口有一部分蒸汽用于推动给水泵汽轮机，其排汽直接排入主凝汽器。
在汽机紧急停机和大量减负荷运行时，新蒸汽通过旁路直接排到凝汽器，或部分排到凝汽器，部分排到除氧器。
(2) 给水系统
二回路是一个闭合回路。主蒸汽在凝汽器中与三回路的循环冷却海水在凝汽器管束中进行热交换，使得低压缸排汽变成凝结水之后，进入热井，凝结水泵把凝结水经精处理后打入除氧器，途经低压加热器加热。
除氧器具有多种功能：即加热、除气（主要是氧气），及贮水作用，它位于辅助间一定的标高处，以满足为给水泵提供必须的吸入正压头的要求。
此后，由给水泵泵入双列式高压加热器，然后进入集水联箱，由集水联箱分三路（或四路）经给水控制调节系统分别进入核岛的三个（或四个）蒸汽发生器，在蒸汽发生器内与一回路的高温水进行热交换，并在其内变成次高压的饱和蒸汽，再次返回常规岛，这样就构成了二回路完整的闭式循环。
4、常规岛主要工艺系统
1) 主蒸汽系统
主蒸汽系统从蒸汽发生器端点输送蒸汽到汽轮机主汽阀、汽轮机的密封系统、汽水分离再热器的新蒸汽段、辅助蒸汽转换器、给水泵汽轮机以及旁路系统或排放到除氧器和排放到凝汽器。
这个系统从蒸汽发生器接受蒸汽，由核岛的三根或四根蒸汽导管将蒸汽送到位于汽轮机房的蒸汽联箱。从这个联箱通过四根接管将蒸汽送至汽轮机高压缸，而送至汽水分离再热器的蒸汽、送至汽轮机旁路的蒸汽、送至除氧器的蒸汽、送至蒸汽转换器的辅助蒸汽、送至轴封的蒸汽、送至给水泵汽轮机的蒸汽则由从母管两端引出的管道输出。
2) 汽水分离再热器系统
为了保护低压缸，使来自高压缸的蒸汽达到进入低压缸的蒸汽质量所要求的条件，在高压缸和低压缸之间或低压缸的两侧安装了两台汽水分离再热器。其作用是将原来有湿度的蒸汽经分离段波纹形分离板除去其中约98％的水份，然后进入位于分离段上方的一级再热器或二级再热器接受再热，使蒸汽在流入低压缸之前，温度得到提高。蒸汽经过再热后，可减少对低压缸中长叶片的刷蚀，并使高低压缸的出力增大，从而提高汽轮发电机组的热效率。
3) 凝结水系统
凝结水系统是介于汽机本体和低压给水加热器之间的系统，它是汽机热力系统的一个主要组成部分，通常具有下列重要功能：
ａ）接收主汽轮机和给水泵汽机的排汽，将其冷凝为水，然后继续参加循环。
ｂ）通过凝汽器将排汽冷凝，使主汽轮机和给水泵汽机排汽端获得高真空度，从而使它们能发出较高功率，提高其经济性。
ｃ）在汽轮发电机组大量甩负荷或机组紧急跳闸时，接收汽机旁路系统排放蒸汽的绝大部分，使蒸汽发生器仍能传出相当大的热量，从而使反应堆不致因电力输出锐减而紧急停堆。
ｄ）在汽凝结成水之后，可将凝结水除气，其功能符合热交换协会（HEI）标准要求。此外，还可以将凝结水过滤精处理。
ｅ）为电站提供适当和必要的凝结水储存量。
ｆ）可将凝结水从主凝汽热井经凝结水系统输送至除氧器。从除盐水系统接收汽机热力系统运行所需的补给水。
ｇ）电站有关系统凝结水的收集与供应。
4) 主给水系统
主给水系统是指给水从除氧器至蒸汽发生器间进行除氧、升压、加热和调节过程的系统。经过净化和加药的水通过四级低压给水加热器后进入除氧器，所有这些加热器都是横管管板式。除氧器加热蒸汽取自高压缸排汽。
除氧器布置在辅助间内的一定的标高上，以保证为给水泵提供足够的有效汽蚀余量。对应于每台给水泵，除氧器各有一根下水管与之相连。
5) 汽轮机回热抽汽系统
汽机回热抽汽系统是利用主汽机的抽汽、轴封系统的余汽以及低压再热主汽门和调节汽门阀杆部分漏汽予以加热，从而提高汽机热力循环效率，并使进入除氧器的主凝结水、进入蒸汽发生器的给水达到预定的温度。部分加热器还接收有关热力设备的疏水和排放蒸汽，起到回收热量的作用。为了保证各加热器热交换的顺利进行，加热器中的不凝气体均通过各自专用管路送往凝汽器，最终由真空泵或射水抽气器抽出。
6) 汽轮机旁路系统
这个系统用于特殊情况下，使主蒸汽不经过汽轮机，而由旁路经过减压装置后排入凝汽器、除氧器和在控制方式下排向大气。从而使反应堆在汽轮机负荷突然发生大的瞬变时，可以继续运行，它使反应堆可以不依赖汽轮发电机组而独立运行。
作为一个完整概念，这部分内容还涉及总体和核岛部分，这个标题“汽机旁路系统”只是一个习惯的延用。
该系统一般用于以下情况：
ａ）启动和正常停运；
ｂ）汽机甩负荷；
ｃ）机组带厂用电运行；
ｄ）汽机跳闸而反应堆不停堆；
ｅ）反应堆停堆。
7) 闭式循环冷却水系统
闭式循环冷却水系统使用除盐水来排除汽机房和机械附属建筑内一些辅助设备（例如汽轮发电机组的轴承、发电机的定子和转子、主给水泵组、负荷开关等）的热量。吸收了热量后的除盐水通过水－水热交换器，由较冷的海水将其热量带入大海并排放。因为有海水漏入被冷却介质的潜在危险，用海水直接冷却来排除这些辅助设备的热量是不适宜的。
