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三门核电站范文1
【关键词】AP1000；主蒸汽；安装流程
1.工程概况
三门核电一期AP1000核电机主常规岛侧主蒸汽管道由日本三菱设计，哈动负责管道的供货。主蒸汽常规岛部分通过两路进汽管道与核岛侧主蒸汽管道连接。进汽侧管道在汽轮机发电机厂房-7.5m层汇流至主蒸汽集箱，集箱后引出四路出汽侧管道分别与主汽门焊接。主蒸汽管道设计有足够的疏水坡度，并在规定的位置处设置疏水，以排尽管道内的疏水。主蒸汽管道主要参数见表1。
2.安装方案详解
核岛侧主蒸汽管道施工滞后与常规岛侧主蒸汽管道施工。因而在常规岛侧主蒸汽管道安装过程中寻求一个科学合理的施工方案至为重要。常规岛侧主蒸汽管道存在的调整段，保证了常规岛侧主蒸汽管道安装先核岛侧安装的可能性。下面是对该情况下常规岛侧主蒸汽的安装流程。
2.1前期准备
在施工开始之前应准备好工机具、消耗性材料，并进行人员交底培训。主蒸汽管道临抛前应对其支吊架预埋板、预留孔进行测量复核。
2.2方案简介
集箱安装出汽侧管道安装进汽侧管道安装
2.2.1主蒸汽管道布置图
2.3安装方案详解
2.3.1集箱安装
主蒸汽集箱由三根管段组成，可在-7.5层地面组装成一体后，再提升到位。
a、用葫芦提升三跟管段，待提升至离地面3m时，用钢丝绳等进行固定做好保险措施。
b、在-7.5m层地面（集箱下方）布置6个1m高的支架。支架的上表面调整成同一水平面。
c、松开集箱管段上的保险，并调整链条缓慢将3根下降至支架上。调整各段的水平度，N，E方向位置，接管角度。待3根管段成一直线后，进行对口间隙调整，并做好固定。完成后续焊接工作。
d、用葫芦将集箱拉升至图纸位置。通过测工配合，确认集箱开档尺寸，接管坡度符合设计要求后，用[12槽钢对集箱进行固定。
2.3.2出汽侧管道安装
a、通过行车配合，将连接MSV处的管段PLCQA06、PLCQB05、PLCQC05、PLCQD06，临抛到位。调整管段的垂直度及对口间隙，待其合格后，进行焊接。
b、临抛出汽侧所用管段后，将管段PLCQA01、PLCQB01、PLCQC01、PLCQD01点焊至集箱相关接管上，调整4根管段的坡度，待其合格后固定连接处，并焊接与集箱处的焊口。
c、根据图纸坡度要求，组对后续的管段（除PLCQA05、PLCQB04、PLCQC04、PLCQD05）。完成后，焊接相关的焊口（PLCQA01和PLCQA02、PLCQB01和PLCQB02、PLCQC01和PLCQC02、PLCQD01和PLCQD02之间焊口只做点焊固定）。
d、割除PLCQA01、PLCQB01、PLCQC01、PLCQD01上的调整量后，焊接相关焊口。
e、割除PLCQA06、PLCQB05、PLCQC05、PLCQD06上的调整量后，安装焊接PLCQA05、PLCQB04、PLCQC04、PLCQD05。至此出汽侧主蒸汽管道安装完成。
2.3.3进汽侧管道安装
a、将进汽侧管段临抛就位（除PLJQA01、PLJQB01）。组对PLJQA02与PLJQA03及PLJQB02与PLJQB03，完成后进行加固，但不焊接。以核岛贯穿件中心为基准点，将PLJQA02与PLJQA03及PLJQB02与PLJQB03就位置相应位置，并测量其E方向上坐标。用[12槽钢制作框架，将其固定。
c、将PLJQA06及PLJQB06与集箱相应的接管进行固定，但不焊接，其坡度应严格按照图纸要求。测量PLJQA03及PLJQB02的E方向坐标。根据a和b中所测量的E方向坐标，可以割除PLJQA04及PLJQB04上的调整量。
d、组对焊接PLJQA03和PLJQA04及PLJQB03和PLJQB04。
e、割除PLJQA06及PLJQB06上的调整段后，保证坡度与对口间隙后，焊接其与集箱的焊口。
f、割除PLJQA05及PLJQB05上的调整段后，焊接管段两侧的焊口。
g、待核岛侧主蒸汽管道安装完成后，通过测量配合，明确PLJQA01及PLJQB01上的调整量后，进行割除。之后，进行组对焊接剩余焊口。
3.管道调整段处理
在考虑到现场施工实际及偏差。管道设计及预制时，在出汽侧及进汽侧相应管道上保留了150mm的调整余量。调整段可以用环形坡口机进行切口及打磨破口
3.1出汽侧调整段处理
每一路出汽侧管道的水平管道及竖直管道上有一跟预留管。以PLCQA为例，调整段PLCQA01、PLCQA05可以如下处理。
3.2进汽侧调整段处理
以PLJQA为例，调整段PLJQA01、PLJQA04、PLJQA05、PLJQA06可以如下处理。
4.安装方案推广
根据三菱主蒸汽管道施工工序，常规岛侧主蒸汽管道应待核岛侧主蒸汽管道完成后进行。但是现场核岛侧主蒸汽管道施工往往滞后于常规岛侧。三门核电1#机主蒸汽管道按照本方案进行施工，避免了工期的延后，同样保证了与核岛侧主蒸汽管道的完美组对。国内AP1000核电及后续的CP1400核电项目，都可以参照该方案进行安装。
三门核电站范文2
这是中国核电产业的一个大事件，标志着世界首台AP1000核电机组核岛建设的核心工程全部完成。
国家核电技术公司（下称国核技）董事长王炳华在现场督战，吊装成功之后，他指着三门一号高达百米的核岛厂房，对现场人员说，“这是我们大家的孩子”。据悉，该项目自2009年开工以来，他几乎每月到三门推进相关建设。 三门核电站一号机组屏蔽厂房钢穹顶吊装现场。
当天，另一位为中国核电忙碌的人，是国家能源局局长吴新雄，他在上海主持召开了核电设备国产化研讨会。此前，他刚调研了清华核研院、三门核电基地和秦山核电基地，与业界密集探讨中国核电的发展方向。
度过2011年日本福岛核电危机后，好消息接踵传来。11月25日，总理访问罗马尼亚期间，中国广核集团（下称中广核）与罗马尼亚国家核电公司签订合作意向书；翌日，巴基斯坦最大的核电项目宣布启动，中核集团将全面参与项目建设。这标志着中国核电“走出去”取得了实质性突破。
中国急切的清洁能源转型需求，使得核电万众瞩目。核电企业的一位高层人士在接受《财经》记者采访时表示，中国核电的远期规划将高达4亿千瓦左右。目前中国已投产核电机组18个，总量仅为1600万千瓦，未来市场空间巨大。
出于安全担忧，普通民众仍对核电发展心存疑虑。
目前，中国核电处于蓄势和复苏阶段。真正的高速增长时代，将在2020年之后到来。在此之前，中国核电行业若能理顺体制，解决争端，普及核电常识，将使得整个产业受益。 国核技“首胎”
引进美国西屋技术的AP1000能否顺利建成发电，关乎国核技的未来发展。
按照原计划，三门一号应于今年底并网发电。但该机组属于AP1000世界首堆，设备商普遍缺乏新设备的制造经验，相关部件到厂时间出现了延误。
最新的信息显示三门一号的发电时间为2015年。据介绍，不只是中国一重、二重这样的国产设备制造商出现了设备交货延期，即便经验丰富的韩国斗山集团和美国EMD公司亦未能幸免。
事实上，世界首台新型号核电机组出现工期延误是普遍情况。首台EPR（另一种三代核电技术路线）机组建于芬兰，原定2009年竣工。但因缺乏相关建设经验，工期一拖再拖，至今仍未能并网发电。
中国环保部核与辐射中心总工程师柴国旱称，AP1000技术先进、设计巧妙，这是业界共识。但是将图纸变为现实需要一个过程，有很多实际问题仍待解决。三门一号已将相关建设经验反馈给了AP1000的第二台机组山东海阳一号，目前海阳一号设备到厂顺利，工期正常。
2007年，国核技正式成立，代表国家承担引进消化吸收AP1000的任务。但中国核电业界对于AP1000存在争议，中核集团、中广核均有高管认为，“AP1000固然先进，但核电关系重大，需要保守决策，成熟性远比先进性重要。”
福岛核事故之前，反对者以二代核电机组更加成熟为由，认为中国不应大规模建设三代AP1000机组；福岛核事故后，全球普遍提高了核电的安全标准，反对者则改口称，中国应在已经成熟的二代机组上加以升级改造，使其符合三代安全标准，而不是建设全新的AP1000。
不过国核技回应，AP1000主系统均采用成熟设备，并经过了大量严苛的验证。
对国核技而言，三门一号战略意义重大，他们需要通过该项目证明AP1000不仅先进，而且可靠。
完成了钢穹顶吊装后，三门一号的核岛主体工程基本完工，将进入调试和安装阶段。
王炳华坦言，AP1000国产化依托工程可能目前造价稍高，但随着建设经验的积累和国产化程度的提升，新建AP1000机组造价将不断下降。更关键的是，AP1000使用非能动安全设计，构造大为简化，未来在价格上定会非常有竞争力。
与此同时，国核技下属的研究机构上海核工院，正在进行AP1000的升级版CAP1400的研发工作。按照中美此前达成的协议，如果中方能将单机功率升至135万千瓦以上，中国将完全拥有其自主知识产权。
国内首台CAP1400核电机组将在明年开工建设，这对中国核电产业而言，又是一个全新的挑战。 争夺核电站牌照
面对AP1000和国核技，中国核电领域的两大传统势力中核集团和中广核心态复杂。
福岛事故后，中国宣称，未来必须使用符合三代安全标准的核电技术，AP1000貌似迎来春天。但中核集团和中广核分别宣布，将研发符合三代安全标准的ACP1000和ACPR1000+，“二代”和“三代”之争消弭后，三代核电的技术路线选择，再起波澜。
欲在核电大发展中获益，掌握核电技术是重要的先决条件之一，三代技术路线之争由此引发。
不过，核电主管部门国家能源局与环保部核安全局态度鲜明。2012年底核电重启后，能源局与核安全局高层多次拜访国核技总部和上海核工院，强调AP1000及其升级版的CAP1400将是未来中国的主流机型，并要求他们要把正在进行中的AP1000依托工程做好。
来自核电主管部门的高层人士告诉《财经》记者，“中国核电不存在技术路线之争，AP1000是国务院决策引进的三代核电技术，国内未来核电机组肯定将以此为主。”
他同时透露，对于ACP1000和ACPR1000+两种技术，核电主管部门的做法可能是“各批一个至两个机组，主要是为了方便该技术出口，而不是在国内建设”。
目前，世界各国在引进先进核电技术和堆型时，是否已有建成并网的成熟核电站，成为其重要考虑因素。俄罗斯国家原子能公司在福岛事故后订单不断，江苏田湾核电站的示范作用非常明显。
环保部核安全局一直要求，中核集团和中广核应将其两种技术路线合二为一。柴国旱称，“这两种技术，来源一致，技术原理近似，实在没必要分开做，不利于核电技术路线统一。”
今年5月，中广核总工程师赵华在受访时亦透露，中广核将与中核集团成立合资公司，推动核电技术统一。
除了几大核电技术巨头，寄希望从中国核电大发展中获益的还有其他核电业主。核电单机容量大，投产后盈利稳定，但只有成为核电业主才能分享这部分丰厚利润。
目前只有中核集团、中广核和中电投集团拥有核电运营牌照，可以控股核电站。国核技、华能集团、大唐集团等涉核企业，都对核电运营牌照觊觎已久。
华能集团目前拥有石岛湾高温气冷堆的控股资格。但高温气冷堆属于中国特批的核电示范项目，华能取得控股资格，并不等同于获得了核电站运营牌照。
国核技亦面临同样的情况。该公司可能将于明年取得石岛湾CAP1400示范工程的控股资格，但这亦属于“特事特办”，不意味着国核技可以控股其他核电站。
出于安全考虑，国家主管部门对核电控股资质审批异常严格，要求业主必须具有丰富的核电建设和运行经验。华能集团和国核技希望通过建设运营示范工程站住脚跟，进而再向能源主管部门申报核电运营资质。
大唐集团亦有相同战略布局。今年10月底，大唐核电公司正式挂牌，此前大唐参股了中广核控股的福建宁德核电站。大唐高层寄希望借此积累经验，为获得核电运营牌照打下基础。
《财经》记者获悉，山东石岛湾厂址拟再建设四台AP1000机组，华能集团和国核技正在展开合作，双方都希望借此真正获得控股核电站的资质，具体合作细节目前正在商讨之中。 内耗不利“出海”
在国内核电装机大发展的同时，中国核电行业一直在筹谋“出海”，实现自主核电技术的出口，这是中国核电业界奋斗30年的梦想。
韩国核电与中国几乎同时起步。但2009年后，韩国自主核电技术APR1400接连在阿联酋和土耳其等国中标，给了国人极大的刺激。直至今日，中国核电仍未完全实现核电知识产权自主化。
福岛核事故之后，世界核电产业面临全面升级换代。中核集团、中广核和国核技开始分头出击，希望借此机会实现“出海”突破。
中核集团的主攻方向为南美的阿根廷，中广核与国核技则希望在土耳其、南非和英国项目上取得突破。
目前取得突破性进展的是中广核。该公司此前联合法国电力公司入主英国核电项目，近日还与罗马尼亚国家核电公司签订了合作意向书。
据国核技相关人士表示，南非和英国亦对国核技表现出了浓厚兴趣。今年10月底，南非副总统莫特兰蒂考察了国核技以及CAP1400的研发工作。明年，南非能源部部长将拜访中国，考察国核技和中广核，正式开启南非核电“全球选秀”。
此前，中广核和国核技分别联合“阿海珐-法电”联合体与“西屋-东芝”联合体，竞标英国一家名叫地平线的核电业主公司，但国资委认为该项目存在风险，将两大中国央企召回。
今年10月，英国财政大臣公开表示，欢迎中国企业投资英国核电项目，并对CAP1400技术表现出强烈的兴趣，而后中广核正式入股欣克利角（Hinkley Point C）核电项目。不过此项目将采用阿海珐的EPR核电技术，中广核只以财务投资者的身份介入，而不推进相关自主核电技术。
中国核电出海还面临着国外对手的挑战，最大威胁来自俄罗斯。在本轮核电复兴中，俄罗斯表现出色，连续拿下海外订单，遥遥领先于其他核电大国。
在2012年度报告中，俄罗斯国家原子能公司宣称，其海外订单的业务总额达到665亿美元，同比增长30.7%。该公司2013年的目标，是将海外订单总额提高到720亿美元。
在南非项目中，中广核和国核技正面临着俄国同行的巨大压力。目前俄方已先发制人，11月25日，俄罗斯国家原子能公司总经理基里延科在“Atomex-非洲”原子能供应商国际论坛上称，该公司已与南非能源部草签了一项协议，计划在南非再建八台核电机组。
俄罗斯原子能建设出口公司总裁瓦列里·利马连科在接受《财经》记者采访时表示，其对南非项目信心十足。他认为，俄罗斯核能的主要优势是经验丰富、造价低廉，其王牌堆型AES-2006已在世界各地建设了大批核电项目。
由于核电的特殊性，核电出口与国际政治关系密不可分。俄罗斯经验表明，他们充分利用了其政治影响力。目前正在建设俄罗斯机组的捷克、白俄罗斯、越南和印度等国，均处于俄罗斯政治辐射范围之内。
王炳华亦表示，国核技的主要优势是技术先进，且造价上有竞争力。但多位中国核电业界人士呼吁，中国政府应将核电出口上升至国家战略层面。
推进核电出海已“机不可失”。中核集团科技委副主任叶奇蓁表示，核电容量小的国家，一旦选择了其他国家的技术，意味着中国永久失去了这部分市场；容量大的国家在引进核电技术后，为保证稳定性，也很难再考虑其他技术。
三门核电站范文3
其实，中央对内陆核电的定调至今未变，仍然处于“研究论证”阶段;中央对核电安全性的要求始终如一，那就是“必须绝对保证安全”。需要说明的一点是，内陆核电能否真正开工，其安全论证报告的审批权（或者说初审权）在国家环保部和核安全局，而不是工程院或核能行业协会。
诚然，核工业界对内陆核电安全性的论证是完全必要的，也是重要的。笔者只是希望此类“安全论证”最好不要是力主内陆核电专家们的独角戏，更不要成为排斥不同意见的一言堂。毕竟，以长江流域为代表的内陆核电站是否启动，不仅是核电业界的事，它还事关国家的长治久安和百姓的切身利益。
笔者此前曾发表《湘鄂赣三省发展核电的安全风险不容低估》、《总理为什么要求核电必须“绝对保证安全”》等文章，论述了“我国与欧美内陆核电站的厂址条件迥异”、“所采用的AP1000技术在全世界尚无实践验证、关键设备试制还未过关、给AP1000技术当试验场的我国三门和海阳核电站已严重拖期”等问题，剖析了“确保我国核电安全亟须高度重视的几大短板”。
长江流域核电站的安全论证绝不能“想当然”：（1）只有拍胸脯式的“研究结论”即“内陆核电厂安全性有保障”，而没有具体详实的、可追根溯源的“论证依据和论证过程”;（2）只讲“技术标准、安全标准如何高”，而不讲“如何通过已经工程实践充分验证的、成熟可靠的技术措施来真正实现高标准”！（3）只谈核电对能源需求和CO2减排的意义，而不谈一旦发生核泄漏并沿江而下，我们如何应对水源危机、土地危机、粮食危机、社会稳定危机……
按照中央对核电“必须绝对保证安全”的要求，目前核电业界所谓的“内陆核电研究论证”还有很多关键问题有待深入研究和论证，“安全性有保障”这一结论也下得为时过早、过于轻率。鉴于社会公众并不知道内陆核电的安全性到底是“怎么论证和确保的”，且相关业界机构对公众质疑的问题一直未给予正面回答，因此笔者再撰此文，就“内陆核电安全论证”中不容回避和含糊的十个关键问题公开求教，请所有认为“内陆核电厂安全性有保障”的专家学者及相关研究机构、核电管理部门给予公开解答。
“内陆核电安全论证”不能回避和含糊的十个关键问题
1、内陆核电的“安全论证”，能不考虑“Nuclear Security”所要求的“防范、抵御敌人有意造成的事故、损害和伤亡”吗？
中央强调的“确保安全”指的是“Nuclear Security”（核安保），而不只是“Nuclear Safety”（核安全）。前者内涵远远大于后者，然而，有关机构的内陆核电安全论证，却把“中子弹（战术核武器）、恐怖袭击、网络攻击、人为破坏等外部风险”均列入“不予考虑的剩余风险”，原因是“发生概率极低，且目前也没有合理可行的应对措施”！虽然“小概率事件”无法预知和阻止，但不能对其严重后果“根本不予考虑”，老天爷也绝不会因为我们“没有合理可行的应对措施”而替我们“专门排除”某些“天灾人祸”。极端自然灾害和人为恶意攻击在国际核电界是必须考虑的安全事项。
2、为何2004年修订的《核动力厂设计安全规定》（HAF102）至今也不升级？内陆核电安全评价为何依据早已过时的核安全法规和导则？
针对全球日渐频发的极端自然灾害和大型飞机撞击等小概率高危害事件的安全威胁，IAEA已于2012年6月核电厂设计和运行的新标准和法规。2012年10月国务院明确要求“对不合时宜的系列法规应不拖延地修改或升级”、“新建电站必须采用国际最高安全标准”。然而，对欧美早已是“强制性”的安全要求（如抗大飞机撞击），我国核安全监管机构和核电界在福岛核事故后仍一直强调“中国核安全法规（HAF102）没有这项规定”，且至今也未根据国务院有关要求，修改升级核电安全法规和安全导则。
3、“均按AP1000设计”的我国内陆核电站连美国的安全标准都达不到，何以是“全球最高安全标准”呢？
众所周知，我国引进的AP1000并不满足美国本土在建核电站的安全标准，日本东芝控股的西屋公司辩称“中国内陆核电站采用的是CAP1000、不是AP1000”，而我国核安全监管部门指出“CAP1000与AP1000没有本质区别”。抛开这种概念游戏不说，即使CAP1000比AP1000真有重大改进，那也要经过工程验证、确认是成熟可靠机型后才能推广，怎能直接拿长江流域再当试验场呢？我们当作“最成熟、最先进、最经济”技术引进的三门和海阳4台AP1000机组，一直是“边设计、边施工、边修改”的“三边工程”，且已陷入“设计难以固化、成本难以预计、风险难以承受”的困境中。这一深刻教训绝不能在内陆地区特别是长江流域的核电站重演。
4、AP1000主回路的核心设备（屏蔽电机泵、爆破阀等）毫无核电厂实际运行经验，至今主泵还在试制中，连可靠性数据库都谈不上，又是如何得出“AP1000的事故概率已经低到10-7”、“60年免维修”的？
我国2006年高价引进、原定于2013年投入商运的三门和海阳AP1000核电站，却成了西屋公司及其日本大老板不用承担任何风险和损失的“试验场”，且全部知识产权为西屋所有。在设备工程耐久性试验、鉴定试验、系统调试都从未进行的情况下，何以就认定“60年免维修”、“内陆核电站安全性有保障”呢？2011年西屋公司推出比中国AP1000安全标准高的升级版AP1000在英国投标时遭安全评审出局，却能于更早的2006年就在我国顺利通过安全评审，值得深思！
5、国际核电界已认识到“概率安全评价方法不宜单独用于确定性决策判断”，为何国内还有机构基于“主观概率”就断定“内陆核电是安全的”？
由于33年间世界443座核电机组就发生了三起重大核事故，用二代技术宣称的“万年一遇”事故概率很难解释，国际核电界深刻认识到“用概率安全评价方法分析外部事件（地震、海啸、飓风、洪水等）具有很大的不确定性，两个主观概率参数不宜单独用作核电安全性的判据”、“要防止被滥用于确定性的决策判断”。2015年7月17日英国核安全监管机构在ABWR沸水堆通用设计评估中，就否定了日立-通用电气公司提交的“概率安全分析”并将其升级为监管问题，然而我国核电界及相关研究机构目前仍然只讲两个主观概率参数，并作为“三代核电比二代安全性提高100倍、内陆核电安全性有保障”等“确定性决策”的依据。
6、我国大部分内陆核电厂址是与欧美迥异的小静风天气，完全超出了美国“高斯烟羽模型”的适用范围，为何还套用此工具评估对大气环境的影响、又是如何得出“符合排放标准”结论？
大气弥散条件是内陆核电选址的重要决定因素之一。美国内陆核电厂址年均风速均>2米/秒、年静风期不超过1周，而我国湘鄂核电厂址年均风速≤2米/秒、年静风期分别高达60天和29天，非常不利于核电站正常运行时放射性气载污染物的扩散，容易形成“核雾霾”。用根本不适用的美国“高斯烟羽模型”工具评估我国内陆核电厂对大气的影响，还得出“符合标准”的结论，这一做法本身就不科学。
7、湘鄂赣核电站装机容量之高没有国际先例可循，巨量废热排放将对局地气候产生什么影响？
湘鄂赣核电站装机容量均高达500万千瓦，是美国内陆核电厂平均装机规模的3倍，是目前火电厂最高功率的5倍！核电厂热效率（33%～37%左右）低于火电，约2/3的热量以废热被排放到环境中。2012年OECD报告就已指出“需要注意内陆核电在某些气候变化呈干旱趋势的区域产生的新问题”。长江流域多次有连续三年大旱的记录，而素以水量丰富著称的湘赣两省近年均出现了鄱阳湖和洞庭湖湖底大面积干裂、人畜饮水困难的严重旱情。每个内陆核电站每天向空中排放2000亿大卡废热，这一史无前例且几乎贯穿全年的巨量热污染对长江流域旱情的加重不容忽视。
8、何以做到“最严重事故工况下核污水可封堵、可贮存、可控制，最多只有4800～7000立方米且都被控制在安全壳内”？
为何没有“事故情况下放射性气体通过降雨流入江河湖泊”的应急预案？福岛核电站[作者注]至今也控制不住核污水以每天400吨的速度增长，场区50多万吨核污水早已堆满为患，不得不排向大海;号称“环境影响微不足道”的美国三里岛事故核污水高达9000吨，耗时14年才处理完！切尔诺贝利重污染区和轻污染区分别为1万和5万平方公里。我国内陆核电安全论证严重低估了核事故的复杂性：既没有可信可靠的技术措施证明核污水如何“封堵控”，也没考虑“放射性气体逸出厂区、通过雨水进入地下和江河湖泊”的应急预案。
9、我国内陆核电站周边人口密度远远高于欧美，安全论证中是如何考虑场外应急的可行性和具体措施的？
电站方圆80公里范围内，我国湘鄂赣人口均高达600万～700万，而美国平均只有142万。美国每个核电站都有详细的紧急情况响应计划，且每两年每个核电站就进行一次全面的应急演习。我国内陆核电站周边人口稠密，如何建立起行之有效的省内、省间以及长江流域上下游之间的应急响应和撤离体系，必须在上马前缜密考虑和设计，而不能建立在“核电站不会出事”的乐观预想上，或者“等遇到问题再说”！
10、发达国家频频发生的核废料泄漏事故如何在我国避免？如何攻克“核设施退役和高放废液处理”的风险隐患？
“内陆核电安全论证”绝不能抛开核废料处理和核电站退役这两大“世界性天价难题”。最近几年美国频频发生核废料泄漏，事故处理耗资惊人且时间漫长，国际核电界不断呼吁“核电发展前提是想好核废料如何处理，否则这个问题终会成为挥之不去的梦魇”。
[作者注：日本朝日新闻社2015年9月26日报道了日本名古屋大学等对福岛核电站的最新调查发现：“2号机组核燃料可能全部失踪”（即“有放射性物质释放，70%～100%核燃料可能从堆芯中熔穿掉落，目前还不清楚熔落核燃料的具置”）。这一报道再次引起世界瞩目，因为长半衰期、高放射性核素进入土壤和地下水，其污染将造成极其严重的后果！比如，高毒高放射性的钚元素在人体内最大允许剂量仅为0.6微克。]
关于我国核电“安全发展”的五点政策建议
1、核电部署必须有，内陆敏感地区不宜启动核电站建设。
既然目前全世界的核电技术水平也不可能做到100%安全，且核电站一旦投入运行就会成为“请神容易送神难”的巨大负担，那么我国核电站部署必须有、有红线，比如首都圈、敏感的长江流域、国防和经济发展的战略核心地带等，绝对不能放置核电站，更不能作为未经实践充分验证的核电技术的试验场。内陆地区核电论证绝不能仅从能源电力需求、CO2减排出发，必须从“一旦发生核事故，国家要付出多大代价”来考虑。不管事故概率多小，只要有可能发生，都必须慎之又慎，不能有任何侥幸和轻判。
2、严格做好在运在建核电站的安全监管，切实履行“安全至上”。
目前我国核电安全监管部门的工作理念与中央对核电“必须绝对保证安全”、“安全大于天”的要求尚有较大距离，比如不断强调“要可接受的安全”、“核电要可持续发展，就要把握好经济性与安全性两个因素”、“安全是利益和代价的平衡”等。如果安全监管部门不履行“安全至上”而是“安全性要兼顾或让位于经济性”的话，新建核电站的安全评审及在运在建核电站的安全监管不能不令人担忧。核安全监管部门承担着“核安全的国家责任”，考虑经济性是越位和失职。核安全和经济性的平衡应归国家更高层级部门考虑。福岛核事故祸根是“日本原子能保安院默许东电公司将自身经济利益置于公众安全利益之上”，这一教训需要我国核电安全监管部门和产业界高度重视。
3、尽快修订HAF102等早已过时的核安全法规和安全导则。
恪守“安全至上”必须从法规、标准做起，从源头上提高核电的安全水准。当务之急是抓紧修改早已过时的HAF102等核安全法规和安全导则，把“抗大型飞机撞击”等国际最新要求反映在法规里，并用新法规严格审核所有新建项目。我国核安全监管机构要切实提高独立评审能力和监督检查能力，确保安全评审不受任何来自商业利益、地方政府的影响和干扰，确保重要安全事项的真实性，负责核电项目安全评审的专家委员会要依法对评审结果负法律责任。
4、应把核能发展重点移师海上，为海岛防御和海路安全提供重要能源保障。
福岛核事故后美国、俄罗斯都在致力于“浮动核电站”的研发建造，除了选址简单、占地面积小、投资成本低、事故下环境影响小等优点之外，还可为目前难以通电的地区提供能源保障。鉴于当前国际安全形势，将核能发展重点移师海上――全面提升作战舰艇和远洋舰船的各种性能、为南海诸岛的驻军防御提供能源补给，既是当代军事发展和维护国家的迫切需要，又能保障我国海上石油通道的安全，还可积累核电安全运行的经验。船舶舰艇、浮动电站所需核动力较小，所需的天然铀资源仅为大型核电站的1/10～1/20。一旦出现“突发事件”、海上运输通道“被切断”，我国自给的天然铀资源也完全可以应对。
三门核电站范文4
[关键词]核电站；AP1000；质保监督；创新；建议
引言
中国核工业集团浙江省三门核电项目工程采用国际上先进的第三代压水堆AP1000核电技术，按6台机组规划，分三期建设，单机组建造工期为56个月。一期工程厂址“四通一平”工程于2005年7月完工，其中一号机组于2009年3月浇筑了第一罐混凝土，并计划于2013年11月建成并投入商业运行；二号机组计划于2014年9月建成并投入商业运行，是国家核电自主化依托项目，担负着“以我为主、中外合作、引进技术、推动国产化”的重要使命。
《民用核安全设备监督管理条例》第二十条规定：民用核设施营运单位应当对民用核安全设备设计、制造、安装和无损检验活动进行质量管理和过程控制，做好监督和验收工作。质量监督是核电站设计、制造、施工、运营、退役等阶段的质量管理中一道重要防御屏障。加强对设备制造过程的质量监督是核电工程建造阶段质量保证的一种重要手段，对核电站工程建设的顺利开展有着重要的影响。
1.质保监督的定义和特点
质保监督是通过对与质量相关的活动进行连续的监视和观察，并对活动记录进行审查分析，验证质量相关活动是否符合规定要求的活动过程。包括对作业过程、检查和试验过程的观察、监视和见证，对方法、程序和记录的分析和评价，是对质保监查的有效补充。
核电项目的质保监督活动主要包括：国家核安全局对核电厂业主和各相关承包商工作实施的核安全检查和监督；核电厂业主对承包商和重要分包商实施的质保监督；承包商（总包商、设备供应商等）对下一层承包商实施的质保监督；各层次单位内部的质量控制性监督和质保监督等。
2.三门核电工程设备质保监督面临的挑战
三门核电工程作为全球首台AP1000机组建设工程，在项目管理模式、质量管理接口上有别于国内其他核电建设项目，没有现成的模式可以套用，对设备的质量管理提出了严峻的挑战，主要集中在以下几个方面：
（1）复杂的设备供货接口和管理关系
主要体现为：美国西屋联合体负责核岛部分重要设备（A1类设备）供货，国核工程公司作为核岛工程承包方，负责核岛除西屋供货以外（即非A1类设备）设备的供货，同时受三门核电委托对西屋联合体负责的A1类设备进行监督。在多层次、复杂的供货接口和管理关系中，各单位间接口管理程序和工作流程是否顺畅，直接影响到工作的效率和信息传递的及时性、正确性。而实际工作中，每个单位更注重其内部接口管理，对于单位间接口管理的协调，更加依赖于业主单位。
以三门核电工程非A1类设备-1号堆芯补水箱为例，其由国核工程公司负责供货，国核工程公司将设备制造分包给上海电气核电设备制造有限公司，国核工程公司联合项目管理机构（JPM0）负责设备驻厂监造管理；将设备安装分包给中国核工业第五建设有限公司，国核工程公司现场核岛项目管理机构（SPM0）负责现场安装监督管理。
（2）国内设备制造单位能力参差不齐
我国核电建设正处在一个大发展时期，已成为世界上在建核电机组最多的国家。针对制造任务的陡增情况，国内大部分核电设备生产企业都出现生产任务饱和而对原有制造能力进行扩充。与此相应，聘用的新员工数量大量增加，均造成了有经验的技术人员的稀释。大规模地实行设备制造国产化也吸引众多的设备制造商介入核电行业，一些第一次生产核电设备的制造商对核安全相关法规、核电设备的质量管理要求理解不深，质量管理体系和管理理念与核电行业的质量管理理念和要求之间大多存在较大的差距等。诸多原因导致国内设备制造商的能力参差不齐现象和质量管理水平存在着弱化的趋势，对于设备制造质量造成相应的影响，因此业主必须加强对设备的质保监督管理。
（3）厂址区域相对恶劣的自然环境条件和AP1000项目开顶法施工，对现场设备维护保养提出了更加严峻的挑战。
三门核电厂址所在区域自然环境条件复杂，气温、湿度、降水、暴雨、热带气旋等多种气象条件对设备的安装维护活动影响较大。特别是部分气象信息在现有技术条件下难于准确预报，不利于采取有效的防抗措施，一旦出现极端气象则容易对工程造成不良后果。
3.三门核电设备质保监督实践与创新
3.1三门核电设备质保监督实践
为防止在核电站建造阶段发生设备质量事件，三门核电从项目工程开工建设时便组织质保人员策划实施了一系列设备质保监督，为确保设备的质量发挥了重要作用。
针对监督活动的特点，三门核电将设备质保监督流程划分为以下六个阶段：策划阶段、实施阶段、问题提出阶段、整改跟踪阶段、分析总结阶段、经验反馈阶段
（1）监督策划阶段：跟踪重点、关注薄弱
策划阶段是质保监督的龙头，对整个监督活动起着提纲挈领的作用。按照工程进展拟定计划监督项目，策划主要根据“跟踪重点、关注薄弱”的原则选择监督项目，通过对相关质量信息或经验反馈结果的分析总结，对影响工程质量的主要活动进行监督；
（2）监督实施阶段：深入检查、客观记录
在监督实施阶段，监查人员依据监督提问单对相关质量文件、管理程序、记录、人员资质等情况进行审查、检查和评价，与被监督单位相关人员进行面谈，对现场工作及质保管理体系的执行情况进行观察、实际测量、跟踪等方法开展监督活动，在监督过程中做好客观记录，保留相关证据性材料。
（3）问题提出阶段：明确问题、严格要求
在监督过程中，对发现的问题主要采取以下两种处理方式：当发现的缺陷可以在3天内得到解决，并且不会立即对工程质量产生影响，或发现的缺陷确实已得到纠正时，质保工程师对发现的缺陷作现场纠正处理；对不能及时纠正的问题，以纠正措施或观察意见的形式提出，发给相关责任单位要求其及时整改。监督报告的编写必须保证高度客观，监督完成后编写监督报告并征求责任单位的意见，经过编审批流程后再对外发出。
（4）整改跟踪阶段：全程跟踪、仔细验证
承包商在收到纠正措施或观察意见后，根据具体情况制定相应的计划纠正措施，并报三门核电质量管理部门审查，在得到其同意后开始按照计划实施纠正措施，实施完成后通知三门核电质量管理部门进行验证，验证通过后对该纠正措施或观察意见进行关闭。
（5）分析总结阶段：全面分析、确定重点
在分析总结的阶段，充分收集信息，对质量不符合项的发生情况、监理问题单的情况、纠正措施或观察意见的情况、突发质量问题报告、质量趋势分析报告等进行分析，找出薄弱环节分析原因，从而指导下阶段监督工作。
（6）经验反馈阶段：构建平台、指引方向
在分析总结的基础上，三门核电质量管理部门针对监督发现的薄弱环节，通过定期发送质量事例，召开质量专题会，质量季会通报，质保培训等形式向相关承包商进行反馈。
以三门核电工程1号机组堆芯补水箱为例，介绍三门核电设备质量监督的实践情况。2011年2月至2012年5月，三门核电对其实施了从制造至安装的全过程质保监督。在质保监督中，监督人员审查了上海电气核电设备制造有限公司的设备制造质量管理体系，国核工程公司联合项目管理机构（JPMO）和三门核电物资采购处的设备监造、出厂验收质量管理体系，以及中国核工业第五建设有限公司、国核工程公司现场项目管理机构（SPMO）和三门核电工程处的设备接收检查、储存、吊装、安装、维护保养的质量管理体系。通过设备质保监督，三门核电质量管理部门及时发现各参建单位质量管理体系中存在的问题，并督促跟踪其纠正解决，逐步完善质量管理体系，为确保核电站设备质量提供有力保障。
3.2三门核电设备质保监督创新
三门核电实施的设备监督质量管理涉及到设备制造、设备出厂验收、设备运输、现场接收检查、现场储存、吊装、安装和维护保养等多个环节，把监督的重点从常规设点的技术监督转移到全方位的监督，把促进和推动厂家提高质保体系的有效性监督和设点监督相结合，使质保监督更具实效与实用。
经过不断地摸索实践，三门核电公司将设备质保监督与质量管理体系有效地结合在一起，以确保设备质量为目标，以适用于三门核电项目管理为基准，并在核电项目建设中不断探求创新与突破，主要体现在以下几个方面：
（1）转变监督理念，把常规设点监督转变为全面监督，把的事后监督向成预防性监督转移。
重视对设备制造全过程的检查，适当增加抽查次数，保证整个制造过程中相关人员能严厉格按照相关程序操作：
重视对制造厂家质量管理活动的有效性检查和监督；
重视对工作或工序准备的检查，检查包括工作程序、图纸、工艺、质量计划、人员资格、设备、测量仪器仪表、场地、清洁度等条件和质量控制内容，把监督的重点由事后监督和见证转移到事前检查的预防上，并通过对准备的检查过程加强制造人员的沟通。
重视在制造过程的监督，加强对管理人员、操作人员、质量监督人员的质量行为的检查。通过监督，减少和杜绝个别承包商不重视质量、不遵守程序等影响设备质量的行为。
在监督过程中和直接参与制造的人员、厂家质量管理人员紧密沟通和配合，对他们宣讲三门核电公司对质量关注点和对质量文件的要求、同类设备制造中的质量经验反馈等，帮助他们理解和重视核电业主对安全和质量的要求和理念，把避免设备质量问题的工作重点放在预防上。
（2）将整个设备质保监督的主流程划分为若干阶段的多项子流程进行分别监督评价，发现问题及时纠正并对后续监督活动加以优化改进。
设备的全过程质量监督，涉及多个单位和多个阶段。业主可以根据设备制造周期，将监督活动划分为若干阶段，然后对每个阶段的子流程加以评价，及时发现缺陷并提出纠正措施，通过监督报告的方式督促相关单位进行整改，以不断完善工程项目的设备质量管理体系。以三门核电一号机组堆芯补水箱的质保监督为例，监督人员将整个过程划分为以下四个阶段分别进行质保监督，并评价每个子流程：
a）设备制造、监造阶段；
b）出厂验收、发货运输阶段；
c）现场接收、场内运输、储存阶段；
d）现场移交、吊装、安装、维护保养阶段。
（3）质量保证人员（QA人员）和质量控制人员（OC人员）在对设备制造商的质量监督活动中加强沟通、紧密配合。
加强信息沟通。QA人员把监督发现的质量管理体系中存在的问题和薄弱环节通报Qc人员，让Qc人员在检查别关注这些薄弱环节；Qc人员把驻厂检查中发现的质量管理体系存在问题上报QA，请QA人员协助推动设备制造厂商去纠正改进。
QA和驻厂QC人员可联合进行一些质量监督活动。如QA人员可和QC人员在重要设备的制造工序开始前把对承包商前期准备工作的专项检查活动结合作为一次专项监督活动，可更有效地帮助和推动厂家的质量改进；
（4）加强经验反馈和总结
及时收集和整理已往质量事件或质保监督经验，及时反馈到相应设备或工序的监督过程中去，质量控制人员（QC人员）在开工前研究这些经验，把这些经验反馈到监督计划中，并在开工前反馈给制造厂的相关质量管理工作人员。
4.结束语
经实践证明，由核电站业主单位实施的设备质保监督可以更加直接、顺畅地传递业主的质量管理期望，可以及时发现问题，有效解决问题，提高制造商的质量管理水平。三门核电公司设备质保监督活动的创新管理方法通过在三门核电一期工程实践中的广泛应用，证明了该管理方法的适用性和有效性。通过长期努力，三门核电公司已经建立了完善的设备质保监督体系，并且结合三门核电工程特点、设备特点、制造方及监督方特点进行了积极的探索和创新，为更好地完成“建好全球第一，树立示范工程，引领民族核电高起点发展”的使命打下了良好的质量基础。
三门核电站范文5
核能作为重要的清洁能源，越来越受到人们的关注。在全球气候变暖的大环境下，如何减少碳排放已经成为全球关注的大事。以往依靠燃烧化石燃料获取能源的传统发展模式必须逐步转向低碳经济，因此，各国都在加紧发展各类新能源。在新能源中，核能以其成熟的技术、相对较低的成本以及能够提供大规模的电力，成为各国优先发展的技术。各发达国家早在上世纪70年代开始就进行了核电站的批量建设，其中法国最为突出，法国全国的核电机组装机容量已达到总装机容量的70％。美国为20％，全球总体约为16％。
在我国，自上世纪80年代开始到现在，已建成发电的核电机组为11台，装机容量为912万千瓦，仅占全国总装机容量1.8％左右。我国的核电容量与国际平均水平相比尚有很大差距，与发达国家差距更大，因此，存在巨大的发展空间。
我国在2005年10月提出“积极发展核电”的方针，在2007年10月国家正式颁布的《国家核电中长期发展规划(2005～2020年)》中提出：“到2020年，核电运行装机容量争取达到4000万千瓦；2020年未在建核电容量应保持1800万千瓦左右。”而根据最近核电建设的发展情况，规划提出的这一目标很可能有大的突破。据统计和预测，到2020年，核电运行的装机容量有可能达到6000～7000万千瓦。在未来十几年中，核电站的建设将形成一个巨大的市场。
仪表与控制系统(简称仪控系统)是核电站的重要组成部分，对核电站安全、高效、经济运行起着关键作用。特别是安全性，由于核电站的燃料是放射性物质，必须保证其绝对不能泄漏，核电站的仪控系统需要对核反应堆的运行进行严密监视，在出现异常时能够及时识别并迅速采取相应安全措施，以确保不出现放射性物质的泄漏。
核电站仪控系统的发展经历了三个阶段。
第一阶段是以模拟式组合单元仪表为主的控制系统。一般称之为模拟仪控系统。如正在运行的我国秦山一期300MWe(指额定发电功率300MW)核电机组，其主控制系统应用的是FOXBORO公司的SPEC200组装仪表；大亚湾2×980MWe核电机组主控制系统采用的Bailey 9020系统也属于这一类。
模拟仪表一般采用以小规模集成电路为基础，所需要的仪表控制器件数量多，接线复杂，运行操作管理和维护工作任务重，大部分采用手动操作，无智能化处理。由于各个控制回路独立运行，不能实现关联协调控制，因此整个系统的信号线布线非常繁杂，主控室布局也相当庞大，每台核电机组的主控室需要200平方米，操作面板总数可达几十块。这个阶段的控制系统对操作员的要求相当高，工作强度大而且容易出错。
第二阶段是以模拟控制和数字控制混合运用的仪控系统。这一阶段的系统在核岛方面仍采用模拟控制方式；而常规岛和辅助系统则采用了PLC或DCS等基于计算机处理的控制系统，还配置了数据采集和监督控制系统(SCADA)。由于数字技术的介入，减少了很多硬接线和就地控制柜，提高了系统运行可靠性。在数据采集和系统监视方面形成了集中化的操作模式，减少了仪表控制面板的数量，但在控制方面仅实现了部分孤岛式的数字化控制和自动化，不能充分体现统一数字化控制系统的优点。广东岭澳核电站2×980MWe核电机组控制系统就属于这一类。
第三阶段称为全数字化仪控系统。它将成熟的常规电站分布式控制系统(DCS)加以移植改进，并全面应用在核岛、常规岛、辅助厂房部分，构成核电站全新的成套数字化控制系统。我国的田湾核电站、在建的岭澳二期核电站采用的是第三代控制系统，实现了全厂各个部分的一体化控制，彻底打破了分岛控制的局限性，简单而高效的主控制室设计最大限度地减少了人因故障的风险。
目前国际上新建的核电机组均采用了第三代控制系统，即全数字化仪控系统。而国内的新建核电站也都采用了全数字化仪控，如岭澳二期、红沿河、三门、阳江等核电站。到目前为止，国内已经建成的核电站中，除秦山二期核电站两台60万千瓦核电机组的全厂监测系统及常规岛控制系统为国内自主研发的计算机控制系统外，其它核电站均采用了国外引进的控制系统。
国内的核电机组控制系统的研究开发始于上世纪90年代初期，当时我国开始自行设计建造秦山一期30万千瓦核电机组，同时准备为巴基斯坦建造一座同样的核电机组。秦山一期核电机组的控制系统采用了FOXBORO公司的组装仪表和SEMA公司的数据采集系统。而为巴基斯坦建造的核电机组由于国外公司的抵制，在控制系统方面无法采用国外产品，只能由国内厂家自行研制。经过五年多的攻关，由我国自主研制的用于核电站的计算机数据采集系统及核电机组运行状态监视系统通过验收并发运到现场进行安装、运行。该系统采用了工业级32位微型计算机和自行研制的图形CRT终端，完全满足了设计要求并在现场稳定可靠运行，得到了巴方业主的肯定。但受当时技术水平的限制，系统的体系结构仍然是集中式的，这对系统的适应性和可扩充性形成了较大的限制。
三门核电站范文6
【关键词】AP1000核电站；主冷却剂管道；RCL；反求工程理论
0 引言
反求工程（Reverse Engineering， RE），也称逆向工程、反向工程，是指用一定的测量手段对实物或模型进行测量，根据测量数据，通过三维几何建模方法重构实物的模型，进行再设计并完成产品制造的过程。
本文将反求工程理论研究思路和方法应用到AP1000主管道坡口加工工艺技术中，旨在通过实例模型的操作，形成主管道安装施工系统性、可借鉴性、标准化的施工工艺技术模式，用于有效指导后续AP1000核电站主管道安装施工，为后续AP1000核电站建造提供借鉴和参考。
1 主管道特点介绍
1.1 其他主管道介绍
1.1.1 M310主管道简介
M310主管道有一个热段、一个冷段及一个过度段组成，其中过度段由40度管段、90度管段及调整段组成。
其中冷段、热段各两个焊口，过度段为四个焊口。
1.1.2 EPR主管道简介
EPR主管道相对于M310的主管道进行了相应的简化。其中EPR仍为一个热段、一个冷段及一个过度段组成，但其中过度段一成体。在施工过程中也采用了反求工程，进行施工。
1.2 AP1000主管道施工重点及难点
1.2.1 安装工序重大变化
常规核电站工艺压力容器、蒸发器或主泵两台设备就位后方开始进行主管道的焊接，主管道的冷段、热段长度已确定、坡口已加工好，蒸发器或主泵可在一定范围调整；
AP1000堆型，压力容器到货后，蒸发器到货前需焊接压力容器侧的三个焊口，需要在另一端增加监控测量装置，蒸发器到货后完成其余焊口的焊接。
1.2.2 调整段的取消
常规核电蒸发器和主泵之间存在过渡段，通过调整段的水平段和垂直段最后测量、加工，可以调节焊接时产生的二维方向的变形量；
AP1000堆型主泵直接挂在蒸汽发生器底部，没有主管道调整段，只能通过加工主管道为现场预留的两英寸，同时必须预留蒸发器侧向位移、焊缝收缩量，错边量和组对间隙要求更高，增加了焊接变形控制、测量和机加工的难度和风险。
1.2.3 组对方法难度大和组对要求高
常规核电站主管道组对 ：冷段通过调整管道和主泵实现对中，热段通过调整管道和蒸汽发生器实现对中，过渡段则是调整多段管道实现对中。组对间隙要求为1～4mm。
AP1000主管道组对： 压力容器侧是通过调整冷段、热段管道实现对中，而蒸汽发生器侧的主管道则是在蒸发器吊装过程中调整SG，同时实现SG的管嘴与三段主管道坡口对中，组对间隙≤1mm，错边≤0.5mm。
1.2.4 测量和3D建模
AP1000设备管嘴和主管道管段测量必须采用高精度的激光测量设备和使用3D建模新技术。
1.2.5 坡口加工
AP1000主管道的12个端口坡口需采购Omega 9B machining Systems（数控欧米加9B加工系统）专用设备，并在现场狭窄的空间里进行加工，而无法在车间车床加工。
2 AP1000主管道施工流程
主管道施工主要流程：
（1）原形的数字化；
（2）测量数据中提取原形的几何特征；
（3）模型的组建；
（4）重建模型的检验与修正及再加工。
3 原形的数字化（数据采集）
3.1 原形的数字化（数据采集）
3.1.1 主管道测量点布置及安装
主管道管口位置：采用不锈钢记号笔标记管道测量点位置。管道RV端、SG端管口均匀分布12点，管内壁直管段部分测量3个点环，每个点环均匀分布12个点；管道中心。
3.1.2 激光测量
测量已布置的控制点为仪器定位，测量所有可见的控制点，并保证转站后能够测量其中至少6个。
测量所有可见管道测量点，包括管道端面内外径、两端直管段内管壁、内外母线和支管嘴位置。
3.2 压力容器激光测量
压力容器测量点布置及安装：在反应堆压力容器及RV腔室墙壁布置控制点RCP ，注意不要与压力容的装置位置发生冲突。
4 虚拟装配拟合计算及模型组建
4.1 模型组建
主管道拟合计算及建模：分别利用主管道冷段、热段端面内外径测量点拟合圆，构造内外径圆中心点。利用支管嘴测量点拟合生成圆，构造圆中心点确定支管嘴位置。利用管道内外母线弯管部分拟合圆，通过计算内弧半径与外弧半径的平均值计算管道中心线曲率半径。
4.2 拟合计算
打开“RV_SG”测量文件，将SG垂直支撑坐标系设置为当前坐标系，将对应的蒸汽发生器模型插入这个回路。
将SG垂直支撑凸台14个螺栓孔中心点和垂直支撑上底座14个螺栓孔中心点创建对应关系，通过关系进行最佳拟合转换，使垂直支撑14个螺栓孔大致对齐。
调整SG模型，沿+Z方向移动，使SG冷段管嘴与RV冷段管嘴保持大致水平。
4.3 RV端坡口加工
由于三门1#主管道出厂时，曲率半径及弯曲角度存在制造不符合项，根据《主管道A环安装预案（计算分析报告）》、《主管道B环安装预案（计算分析报告）》处理方法，需对主管道进行斜面加工。主管道端面切割及角度需要注意事项如下：
1.端面倾斜角度是指主管道原始端面与相对应一侧主设备（反应堆压力容器或蒸汽发生器/主泵）管嘴端面，不平行产生的夹角。
2.上表数据为中心线切割量和角度，实际切割量以模型中切割线上12点坐标构造的切割线为基础，具体按主管道坡口加工定位划线图执行。
最终检查：
坡口加工完毕后，将设备按组装时相反的顺序小心拆卸下来放置稳妥，并清除管段上碎屑等。
4.4 主管道SG端数据拟合主管道RV侧组对完成后，测量SG侧管口端面及直管段并建模。将靶球固定装置安装在管道中心，在SG热段、冷段管口坐标系下，调整主管道SG侧管口使其与SG热段、冷段管口中心线对齐。根据已知焊接收缩量及焊接变形方向调整管口最终位置。测量主管道SG端3个管口位置，更新主管道模型。
5 结束语
本课题将反求工程理论研究思路和方法应用到AP1000主管道坡口加工工艺技术中，旨在通过实例模型的操作，形成主管道安装施工系统性、可借鉴性、标准化的施工工艺技术模式，为后续AP1000反应堆主冷却剂管道提供了技术支持和成功的先例。
【参考文献】
[1]孙汉虹，等.第三代核电技术AP1000[M].中国电力出版社，2009.
