三门核电十篇

三门核电篇1

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.

三门核电篇2

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。

三门核电篇3

【关键词】 三门核电工程 盾构法取水隧道 多点式取水头

1 引言

三门核电项目是我国全面引进美国西屋公司开发的第三代压水堆核电技术AP1000机组工程，项目共规划建设6台125万千瓦的核电机组，总装机容量为750万千瓦，分三期建设。

三门核电一期取水工程在国内核电领域首次采用盾构法取水隧道加垂直顶升法取水头施工工艺、其尺寸为目前电厂盾构法取排水工程之最。三门核电一期盾构法取水隧道的成功运用，为今后类似工程的设计拓宽了思路，具有很好的借鉴意义。

2 工程概况

2.1 厂址概况

三门核电厂位于浙江省东部、台州地区的三门县境内，三门湾南岸猫头山东北的大路湾——猫头山嘴一带。猫头山嘴呈东西走向，三面环海，西面背靠猫头山脉，向东偏北呈半岛状，伸入猫头水道。东面和北面海域水深较大，在东面和北面分别形成两个大小不同的深潭，北面较小的称为小深潭，东面较大的称为大深潭。

2.2 地质概况

场地地貌单元属于浙东丘陵滨海岛屿区，为天台山脉余脉，属山前滨海海积地貌。除近海岸地区为回填片石外，其余均为泥质海滩，近海岸区地面标高0.6～4.87m。取水勘察区地面标高为-13.91～3.40m。取水头位于厂区东北侧深潭内-15.0m等深线附近。

拟建场地抗震防设烈度为6度，设计地震分组为第一组，设计基本加速度为0.05g，取水隧道场地类别为Ⅲ～IV类，取水隧道与循环水泵房衔接段为Ⅱ类，取水头部属Ⅳ类场地。

3 盾构法取水隧道设计方案

3.1 盾构法取水隧道

盾构法施工在地下工程中应用的相当广泛，尤其对于管线长、直径大的软土地质更为适用。三门核电一期冷却水采用海水直流循环供水系统，循环冷却水取自三门湾大深潭海水。根据AP1000机组特点，核电厂取水工程冷却水量主要用于汽机凝汽器的冷却水系统和辅机的冷却水系统的供水水源、核岛服务水（非安全级）、以及海水淡化车间原水，用水量较大。

根据工艺计算和经过比较，综合考虑到各方面因素，三门核电一期工程每台机组配置一根直径6200mm的自流引水管，引水管由循环水进水隧道和取水头组成。隧道起点中心标高为-14.00m，然后向下以1.81%的纵向坡度向前推进，至垂直顶升段改为平直线，终端隧道中心标高为-27.00m。1#机取水管线长1025m，平面转弯半径为700m，2#机取水管线长968m，平面转弯半径为550m。

3.2 多点式大口径垂直顶升法取水头

一期工程采用多点式取水头方案，每根取水隧道端部设置8只取水头，每个垂直顶升立管截面尺寸为变长约2.44m×2.44m，取水头直径为4.5m。

多点式取水头由盾构法隧道取水管末端布置的多个方形钢筋混凝土垂直顶升立管和多个圆形钢制取水头部组成。垂直顶升管施工位于已建隧道内，钢制取水头部在陆地制作完成，在水下就位安装。这种施工方式具有（1）能适应复杂的场地条件及软弱地基条件；（2）水下施工可不影响航道通航，也不受潮汐、风浪、气候变化等自然条件的影响，能够“全天候”施工；（3）现场施工工期较短，扣除准备工作时间，基本上两天就能完成一只垂直顶升立管的施工；（4） 工程投资和施工措施费用较单点式取水头低等特点。

立管采用矩形钢筋混凝土结构、分节制作、分节顶进，每根立管由九节管节组成，两端设连接内法兰，用螺栓相互连接。待管顶升完成后，为保证其安全稳定，先挖除表面2m左右的淤泥，然后水下铺一层软体排，最后在其周围抛石防冲刷保护。

垂直顶升立管上部安装钢制取水头部，采用水上吊运沉放法。取水头预先在陆上制作好，运至吊装海域，然后将取水头安装在立管上，取水头与立管顶头管节通过法兰连接。

4 盾构法取水隧道施工工艺

盾构的基本原理，是一个有形的钢制组件沿隧道设计轴线，一边开挖土体而一边向前推进。盾构机是隧道施工对地层开挖及衬砌拼装管片起支护作用的施工设备，其基本构造由盾构壳体及开挖机构、推进系统、衬砌拼装系统等三部分组成。实际工程中采用横断面尺寸比隧道尺寸稍大，但是外形与隧道横断面相同的钢筒压入地中构成掘削机的保护外壳，外壳与壳内各类作业空间及机械的组合体称为盾构机。

盾构的施工过程是这样的：首先向开挖面掘进相当于装配式衬砌宽度的土体；利用安装在支承环内的千斤顶，使盾构机推进到挖好的空间内；在盾尾的保护下利用液压举重拼装器拼装隧道衬砌，重复上述过程，不断向前掘进和拼装隧道衬砌，直至整条隧道完成。隧道衬砌采用高精度钢筋混凝土预制管片，纵向和环向均采用单排直螺栓联结，管片纵缝和环缝止水均采用水膨性橡胶带止水。

垂直顶升法施工位于已建好的隧道内部，将预制管节连接在隧道顶升开口管片上，将开口管片与管节采用特殊螺栓连接好，管节就位后，拆去开口管片与隧道衬砌的连接螺栓，依靠液压油缸把管节垂直向上顶出，按由里向外的顺序逐根顶出。每条垂直顶升管节由1节底座管节、1节顶头管节和7节标准管节组成，并配有一个转向法兰。在每节的顶升过程中，管节之间采用螺栓连接，使管节垂直顶入土中，待工程全部完成后，在水下揭去开口管片，安装上取水头，形成取水通道。

垂直顶升施工工艺主要流程为：隧道底部加固止水装置安装立管顶升施工底座管节连接处理钢取水头安装水下保护抛石整平等。

5 结语

盾构法取水隧道目前在国内是首次运用于核电厂的取水方案设计，为了保证盾构隧道结构设计的合理性、安全性、经济性，我司在委托专业设计院设计盾构取水隧道的基础上，还根据设计院建议，另行委托有盾构隧道设计与软件分析经验的高校，对三门项目盾构取水隧道结构进行深入研究，通过建立三维实体模型对三门电厂盾构法隧道垂直顶升立管结构受力及变形进行了深入研究，补充和完善了盾构法隧道的计算分析，主要研究内容为：取水隧道垂直顶升段内力分析、纵向不均匀沉降内力分析以及相应的管片强度计算和裂缝开展计算等，使取水盾构隧道的设计更加合理。开创了国内核电行业内采用大直径盾构法隧道、大口径垂直顶升取水设计的先例，对于后续滨海核电项目海水冷却水取水设计具有良好的借鉴意义。

参考文献

三门核电篇4

关键词：AP1000；核电站；550KVGIS；SF6；在线监测

中图分类号：TM835 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）08-0136-02

三门核电一期工程建设2×1251MW的半速汽轮发电机组，发电机励磁方式为静态励磁。2台机组均采用发变组单元接线，以500kV电压等级接入电网系统。发电机出口设断路器，发电机与主变压器采用离相封闭母线相连接。主变高压侧通过金属绝缘封闭母线GIL连接至550kV气体绝缘金属封闭开关设备（又称GIS）组成的户内型开关站，通过此开关站向电网输送电能，因此GIS设备的安全运行对电站安全、经济效益以及电网的稳定性都至关重要。

室内六氟化硫（SF6）气体泄露线监测系统，主要是针对新型无人值班开关站室内SF6组合电器设备SF6绝缘气体泄漏的在线监测报警系统。

三门核电550kVGIS开关站SF6气体泄漏在线监测系统采用国外新型灵敏度高的SF6-O2传感器和温度及湿度传感器。当室内SF6气体及氧气浓度发生极小变化时，SF6气体泄漏在线监测系统均可以及时反映出环境的变化。传感器监测的SF6气体通过热裂解联合化学的方式转换成电信号，经过信号放大，抗干扰网络，由16位高精度A/D将模拟量信号转换成数字信号传递至计算机和单片机对信号进行分析处理，可以零点跟踪将测量结果通过RS485总线模式传递至主控制器，主控制器可以实现对数据处理、存储、显示、报警、风机控制等功能，并将结果传送到远程计算机。

1 SF6气体泄露的原因

GIS设备中SF6气体泄露的原因主要有以下5个方面：（1）工厂制造精度不够，设备外壳有砂眼、密封质量不过关、设备装配不当等；（2）SF6设备现场安装不当，或大修大拆后密封面处理不到位；（3）SF6设备运行过程中产生振动，如开关分合等；（4）密封材料老化造成泄露；（5）设备在补齐、测量微水等操作后，阀门闭合不严，设备阀门中波纹管开裂。

2 SF6气体泄露危害

六氟化硫气体（SF6）是一种无毒、无色、无味、在常温下无腐蚀性能的惰性气体，具有极高的电绝缘强度和较低的熔点，其绝缘能力约为空气的215倍，此外它还具有很好的灭弧能力，因此被作为良好的绝缘和灭弧介质广泛应用于电力行业的高压设备中。目前，SF6气体成为高压及超高压断路器、GIS设备中最主要的绝缘和灭弧介质。同时550KVGIS设备中SF6气体泄露也会产生如下问题：

2.1 降低GIS设备性能及危害人员安全

SF6气体主要充当绝缘和灭弧介质，在电弧及局部放电，高温等因素影响下，SF6气体会进行分解，它的分解产物遇水分后生成腐蚀性电解质，尤其是一些高毒性分解物，如SF4、HF、SO2等有毒气体，同时HF、H2SO4、SO2同样具有强腐蚀性，对设备常常腐蚀作用，同时也在降低设备的绝缘性能和机械参数。

在550KVGIS室内，由于环境相对封闭，空气流动比较缓慢，SF6气体及其分解产物会在室内积累，以及SF6气体无色、无味的特点，从而现场工作人员产生极大的危害。当SF6气体积累在室内地面以上低层空间并达到一定的量时，便会造成室内局部缺氧，从而导致工作人员窒息，甚至可能的致命危险。

2.2 降低SF6气体绝缘和灭弧性能

SF6气体在压强为101.325kPa、气温20℃条件下具有优越的绝缘和灭弧性能，但设备中SF6气体的泄露对气体的压强产生影响，从降低了SF6气体的绝缘和灭弧性能。

2.3 加剧环境温室效应

SF6气体具有强烈的温室效应，温室效应是CO2的23900倍，因此SF6气体的泄露对于大气环境将产生巨大的危害。

2.4 降低电站经济效益，增加设备的运行成本

SF6气体价格昂贵，且550kVGIS设备是核电站输送电能的关键枢纽，如若SF6气体泄露造成频繁充气会对电站运行造成巨大的经济损失，同时也会增加GIS设备的运行成本。

3 SF6气体在线监测系统功能

SF6气体泄漏在线监测系统主要由三大单元组成：（1）气体采集单元，主要功能是完成各测量点气体采集；（2）气体分析单元：主要功能是完成SF6定量分析，氧气定量分析、温度及湿度测量；（3）主机及辅助功能单元，主要功能是完成各单元协调工作，显示、报警、启动轴流风机等。

3.1 气体采集单元

主要功能及参数：

*气体流速：3L/min、气体管道可长达数百米；

*采样管道：外径?6PVC，内径?3PVC；

*取样方式：长寿命电磁泵，噪声低；

*内置5μ孔径的过滤器，可有效过滤空气中其他杂质。

3.2 气体分析单元

主要功能与参数：

*SF6测量范围：0-1500ppm，精度大于等于50ppm，分辨率为1ppm；

*氧气测量范围：0-25%，误差不大于0.5%，分辨率：0.1%；

*温度测量范围：-30℃～+60℃，精度0.5℃；

*湿度测量范围：0～100%，精度1%；

3.3 气体监测主机

主要功能与参数：

*室内SF6气体及氧气含量测量显示功能；

*室内温度计湿度测量显示功能；

*SF6气体浓度超标报警及氧气浓度低报警功能；

*定时通风功能、人工强制排风功能、缺氧或SF6含量超标强制排风功能；

*发生报警时，自动开启风机和声光报警；

*支持红外人体监测，自动启动风机或语音提示。

SF6气体泄露监测系统共计设置10个监测点，监视和探测区域位于GIS室的低处，将全天候的检测SF6气体及氧气浓度的变化。SF6气体泄露监测系统的监控主机上会显示室内SF6气体以氧气浓度的实时数据，可以很直观的告知工作人员550KVGIS室内环境状况。当工作人员接近主机约5m范围内时，语音播报系统将会自动播报当前的GIS室内环境状态。如室内环境正常，系统会语音提示准许人员进入，如GIS室内任何地方的O2含量低于18%或SF6气体大于1000ppm，将就地报警并将报警信号经过上述设备的接口传至网络微机监控系统（NCS）和DCS系统，同时连锁启动室内的轴流风机，当GIS室内环境满足要求时，方可允许工作人员进入室内。监测数据还可通过485总线、以太网方式上传至NCS。同时设置有5个声光报警灯，分别位于550kVGIS厂房的5个出入口处。系统非常有效的保证在发生气体泄漏或者O2含量不足的情况下人员的人身安全。

4 结语

SF6气体泄露在线监测系统适应了当前SF6气体高压设备发展的趋势，保证了GIS设备的设计功能，同时为工作人员提供了良好的工作环境，以及可靠的安全保护，同时具有很好的经济效益。

参考文献

[1] 袁仕奇.高压电气设备SF6气体泄漏检测方法比较.

[2] 杨润生.SF6气体泄漏监控报警系统在GIS高压组

合开关室中的应用.

[3] 电业安全工作规程.

[4] 顾军.AP1000核电核电厂系统与设备[M].原子能

三门核电篇5

关键词：三门核电厂；反应堆；堆内构件；压力容器；导向柱 文献标识码：A 

中图分类号：TG115 文章编号：1009-2374（2015）23-0027-03 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.23.015 

1 概述 

在核电厂调试及大修过程中，反应堆上部堆内构件吊装、反应堆下部堆内构件吊装及反应堆压力容器顶盖吊装是核岛最重要的设备吊装作业，风险大，要求高，并且占据着主线时间，对核电厂的安全性和经济性有着至关重要的影响。在进行上下部堆内构件及反应堆压力容器顶盖吊装作业时，设备的精确定位和导向主要依靠导向柱来保证。三门核电1号机组作为全球首台AP1000，其反应堆压力容器配备有2根导向柱，用于在安装、调试和大修期间来导向反应堆压力容器顶盖和上、下部堆内构件的吊装。现有导向柱每根长4420mm，有效导向高度为4004.5mm，在吊装反应堆压力容器顶盖时可以完全满足导向要求，但在吊装上、下部堆内构件时长度不足，无法进行精确导向。 

首炉装料前的吊装操作过程中，此问题带来的不利影响不是十分明显，因为此时安装、调试人员可直接在换料水池底部观察确认堆内构件吊装的对中情况，在人工定位之后将堆内构件下降到压力容器内，当堆内构件下降到合适高度后，再由导向柱提供导向。而换料大修期间，堆内构件吊装时换料水池充满屏蔽水，吊装指挥无法进入换料水池底部，此时堆内构件在进入压力容器前就需要导向柱进行导向。在换料大修期间的上部堆内部件吊出过程中，当上部堆内构件堆芯上板吊离反应堆压力容器筒体法兰面约100mm时，需要检查堆芯上板是否带出控制棒组件。如果控制棒组件被带出，则需先将上部堆内构件回装到位，对问题进行处理后重新起吊上部堆内构件。现有导向柱高度不能满足此操作要求。

 

吊出下部堆内构件时，由于下部堆内构件高度较高，吊出和吊入压力容器过程中，现有导向柱高度不能满足下部堆内构件吊装操作的导向要求。 

另外，受到反应堆压力容器顶盖自身结构的限制，当顶盖在反应堆压力容器上时或在吊离/吊装至反应堆压力容器时，导向柱的高度不能超过5278.9mm。 

因此，需要通过优化导向柱解决以下两个问题：问题一：上、下部堆内构件吊装过程中的导向柱导向高度不足的问题；问题二：在保证上、下部堆内构件吊装时导向柱的导向高度满足要求的前提下，确保导向柱在反应堆压力容器顶盖吊装过程中不超过顶盖对导向柱的高度限值要求。 

2 优化方案一：配置长、短两套导向柱 

此优化方案配置的长、短导向柱有效导向高度分别为9100mm和4150mm。 

在反应堆压力容器顶盖和上部堆内构件吊装时使用短导向柱。当需要从压力容器内吊出下部堆内构件时，先降低系统水位至反应堆压力容器筒体法兰面以下，然后拆除短导向柱，再安装长导向柱，最后升水位进行下部堆内构件的吊出操作；在回装过程中，当下部堆内构件回装完成后，将系统水位降低至反应堆压力容器筒体法兰面以下，然后拆除长导向柱，再安装短导向柱，最后升水位进行后续操作。 

3 优化方案二：配置一套可拆分式导向柱 

此优化方案配置的一套导向柱，每根导向柱可以拆分为2段，按安装位置从下到上分为短导向柱和延伸导向柱。短导向柱的有效导向高度为4150mm，延伸导向柱的有效导向高度为4950mm，两段导向柱连接后总有效导向高度为9100mm。预计加上安装段与锥形头段的短导向柱长为4565mm，短导向柱和延伸导向柱连接后总长9515mm。在反应堆压力容器顶盖和上部堆内构件吊装时使用短导向柱，并在短导向柱顶部安装锥形头。当需要吊出下部堆内构件时，在不降水位的情况下，操作人员借助装卸料机或堆腔辅助平台进行操作，拆除短导向柱顶部的锥形头，将延伸导向柱安装在短导向柱顶端，再吊出下部堆内构件；待下部堆内构件回装完成后，拆除延伸导向柱并安装短导向柱顶部的锥形头以进行后续操作。 

4 两种优化方案的比较 

无论采用上述方案中的哪种，在反应堆压力容器顶盖和上部堆内构件的吊装过程中都是使用短导向柱进行导向，两者的工艺流程也都一致。但是，当进行下部堆内构件吊装作业时，两者的工艺流程就产生了较大的差别，从而在占用大修主线时间的长短、人员接受的辐射剂量的多少等方面均有较大的不同。 

4.1 占用大修主线时间对比 

下部堆内构件的吊装占用大修主线时间，因此吊装下部堆内构件时，更换导向柱占用着大修主线时间。方案一占用大修主线时间包括为长短导向柱更换增加必要辐射防护措施的时间（约1小时）、降和升换料水池7.6m水位的时间（约3.92小时）以及长短导向柱的两次更换操作时间（约10.5小时），总计约15.42小时；方案二占用大修主线时间包括短导向柱顶端锥形头拆装时间（约1小时）和装拆延伸导向柱时间（约4小时），总计约5小时。 

由此可见，采用方案二比采用方案一每次大修可节省主线时间10.42小时，具有更好的经济性。 

4.2 操作人员受到的辐射剂量对比 

方案一：拆除短导向柱时需要4名操作人员站在换料水池底部工作3小时，人员总辐射剂量为0.6mSv；导向柱安装时需要6名操作人员站在换料水池底部工作2.25小时，人员总辐射剂量为0.675mSv。大修期间要进行两次导向柱的更换操作，正常情况下采用方案一时操作人员接受的总辐射剂量为2.55mSv。 

方案二：拆装短导向柱锥形头需要4名操作人员站在装卸料机人员通道工作1小时，人员辐射剂量为0.10mSv；将延伸导向柱安装到短导向柱顶端需要4名操作人员站在装卸料机或堆腔辅助平台工作2小时，人员辐射剂量为0.2mSv。正常情况下采用方案二操作人员接受的总辐射剂量为0.6mSv。通过对比可知，采用方案二时，操作人员受到的总辐射剂量比采用方案一要少约1.95mSv。 

4.3 导向柱更换操作对比 

采用方案一时，每次更换导向柱的主要操作步骤如下：（1）安装导向柱吊耳；（2）将手拉葫芦联接到环吊副钩上，测力计悬挂在手拉葫芦吊钩上，将导向柱吊耳与测力计连接；（3）提升手拉葫芦，保持合适的提升力，拆除导向柱；（4）利用环吊将导向柱吊至135′平台并倾翻至水平状态储存；（5）清洗检查过渡套螺纹，涂抹润滑脂，对新的O型密封环涂抹润滑脂，清洗导向柱安装孔，并目视检查其螺纹，不得有损伤；（6）将手拉葫芦联接至所需更换的导向柱上，提升环吊副钩将导向柱吊从水平状态倾翻至垂直状态；（7）将导向柱吊装至安装孔位置，对中后安装导向柱；（8）拆除手拉葫芦、测力计等工具。 

方案二的操作分为以下步骤：（1）拆除短导向柱的锥形头，将专用工具联接到环吊副钩上并就位至短导向柱顶端，操作专用工具拆除锥形头并吊至135′平台储存；（2）将导向柱吊耳旋入延伸导向柱吊装孔，拆下专用工具，将手拉葫芦环吊副钩连接，将测力计悬挂在手拉葫芦吊钩上，将导向柱吊耳与测力计连接；（3）操作环吊副钩，将延伸导向柱翻转至竖直状态，并移动至压力容器短导向柱安装孔正上方。下降导向柱，当下端进入短导向柱顶部后要特别小心，当延伸导向柱底部接触到短导向柱顶部后（测力计读数开始降低），停止下降；（4）将导向柱拆装把手插入导向柱插孔，手动下压延伸导向柱到位，旋转把手使延伸导向柱与导向柱啮合；（5）拆除手拉葫芦、测力计等工具。 

对比两种方案，方案一工作较为简单，但工作步骤多，工作量较大，花费时间和人力较多；方案二工作步骤较少，花费的时间和人力较少，涉及水下操作，对操作人员技能要求较高，操作难度相对较大，但可以通过加强培训来提高人员的工作技能。 

4.4 导向柱运输安装对比 

根据目前工程实际，三门核电1号机组在大型设备（蒸汽发生器、反应堆压力容器、稳压器等）吊装完成以后已经将反应堆厂房穹顶安装就位并焊接完成，屏蔽墙浇筑完成。因此，更换的导向柱需要通过附属厂房吊装口和设备闸门运输至反应堆厂房换料水池。 

导向柱运输的路径：导向柱运至107′平台，通过附属厂房吊装口运至附属厂房135′平台，再通过设备闸门运至135′平台，最终运输至换料水池。设备闸门的直径只有4.9m，吊装区域空间有限，方案二中长度为4950mm的延伸导向柱比方案一中长度为9515mm的长导向柱导更容易倾翻，吊运难度更小，更容易实现导向柱的吊入、安装工作。 

三门核电篇6

关键词：AP1000；合同管理；合同模式

中图分类号：S618文献标识码： A

1.前言

三门核电一期工程采用美国西屋公司开发的第三代压水堆核电技术AP1000建造，是国务院于2004年7月21日批准实施的首个三代核电自主化依托项目，也是中美两国最大的能源合作项目。一期建设两台125万千瓦的核电机组，其中一号机组为全球首台AP1000核电机组。通过三门核电依托项目的建设，中国将掌握三代核电技术工程设计和设备制造技术，建立健全核电技术标准体系，形成自主开发和建设中国品牌三代技术核电站的能力，使民族核电技术水平尽快达到世界核电先进水平。

根据我国核电发展中长期规划，我国核电工程即将迎来批量化建设高潮。在国家明确要求通过引进全套第三代核电技术来统一我国今后核电机型的前提下，我国首台AP1000机组的建设过程显得更为瞩目。由于国际上尚无该机型建设完成的先例，首台AP1000机组建设的示范性作用尤为重要。其建设的成功经验，将对我国未来核电事业的发展起着决定性的影响和作用，如何从该机组的建设中获取对第三代核电技术的更深入了解，并积累更多的管理经验，如何借鉴该机组的建设管理经验，进而探索后续机组建设的运作模式，对促进我国核电事业发展目标的实现具有重要的意义。

本文以三门核电一期工程的合同模式为研究对象，对比于我国已建成的四家核电站的建设模式，探讨其现有合同管理模式的特点，并提出对后续机组建设管理的建议。

2.合同关系

由于AP1000技术属于目前尚无建设经验的先进的第三代压水堆核电技术，具有不同于第二代核电机组的全新设计理念，同时AP1000项目亦是我国首个从美国引进的完全采用美国规范建造的项目，诸多因素共同决定了中国AP1000项目在合同模式、项目管理等方面存在不同于其他核电项目的特点。通过对三门核电一期工程合同管理的分析和研究，能够在一定程度上对第三代核电技术的合同模式和项目管理得到一定程度的掌握和了解，并对后续AP1000项目的计划与实施提供有意义的参考。

三门核电一期工程核心合同包括：NI合同（NI设计和供货）、燃料组件采购合同、核岛施工总承包合同、设计合同（包括总体设计合同、CI设计合同、BOP设计）、供货合同（CI主设备供货、其他供货）、常规岛及BOP施工总承包合同等。其合同关系见图1所示：

虚线表示协调关系

实线表示合同关系

图1 三门核电一期工程合同关系图

3.合同模式探究

核电工程合同模式一般有以下几种：国外工程总承包或者主体EPC总承包、国内工程总承包或主体EPC总承包、少合同分岛（即工程设计总包与按岛供货相结合）、多合同散件（工程设计总包与散件采购相结合）等。【1】

我国核电自主化和国产化的趋势是以国内核电建设总承包商为基础上发展具有完整核电工程总承包能力的企业，但是目前采用国内工程总承包或者主体EPC总承包尚不具备条件，因此，国内工程总承包或者主体EPC总承包的模式较少采用，相反，少合同分岛承包模式和多合同散件采购模式是较为普遍的选择。

目前国内已建成的具备参考意义的核电站有4座，即秦山二期、岭澳、秦山三期和田湾。这4座核电站的建设形成了各具特色的项目管理模式。其中，秦山二期采用多合同散件采购，由设计院负责工程设计、工程服务支持，业主负责工程管理工作（其中E、P分离，散件采购，施工总包）；岭澳核电站采用少合同分岛方式（EP结合，核岛、常规岛按岛供应，分别由两个国家承包供货，业主直管施工主包）；秦山三期采用交钥匙总承包模式（总包与分包之间分岛少合同，EPC密切结合，业主通过返包介入常规岛建造）；田湾采用主体总承包加多合同方式（总包与多合同相结合）。【2】

三门核电一期工程主要的合同关系和管理关系有：

业主实施总体项目管理，对核岛总承包商以及常规岛和BOP承包商进行监督管理和协调，并对全厂的工程施工提供支持

核岛工程总包商负责核岛非A1类设备采购、核岛现场建造，同时负责对西屋联合体的工作进行监督、管理和协调

常规岛和BOP拆分为设计、主设备、现场建造等，其余设备和服务打包采购

核岛设计和A1类设备供货（NI合同）

燃料采购合同

电厂总体设计服务合同

通过对三门核电一期工程的建造模式分析和整理，按照设计E、采购P、施工C进行划分，可得出下列内容：

设计E，分为核岛设计、常规岛设计、BOP设计和总体设计，其中：上海核工程研究设计院负责电厂总体设计、全厂设计接口管理（中方）；西屋联合体负责NI设计（外方）；三菱和华东院负责CI设计（外方+中方）；上海核工程研究设计院和华东院负责BOP设计（中方）。

采购P，主要包括：WEC负责提供A1类设备（中方）；核岛总承包商负责非A1类设备供货（中方）；哈动-三菱联合体负责CI主设备供应；业主负责CI/BOP其他设备采购。

现场建造C，主要包括：核岛总承包商负责NI现场建造（含全厂的负挖）；常规岛建安总承包商负责常规岛建安施工；其他建造商由业主采购和管理。

如上图1所示，中国首个AP1000核电项目的合同模式偏重于少合同分岛采购，它与前述已建成的四个核电项目的区别见下表1。

表1 三门核电一期工程与已建核电项目建造模式对比表

秦山二期 岭澳核电站 秦山三期 田湾核电站 三门核电站

合同方式 多合同散件 少合同分岛 交钥匙总承包 主体总承包+多合同 少合同分岛

项目管理总牵头方 业主 业主 总包商 业主 业主

设计 设计院 业主+分岛承包商+设计院 总包商+BOP分包商 总包商+中方设计院 外方设计+中方设计院

采购 业主 分岛承包商+业主 总包商+BOP分包商 总包商+业主 外方设计院+核岛总包商+业主

土建 主包商+建筑公司 建筑公司 建筑公司 建筑公司 建安承包商

安装 主包商+安装公司 安装公司 安装公司 安装公司 建安承包商

调试 业主 业主 业主+总包商 总包商 业主

QA/QS 业主 业主+分包商 业主+总包商+分包商 业主+总包商 业主+总包商+分包商

优点 降低总造价，较多获得技术转让，利于推荐设计自主化与设备国产化 EP结合降低业主管理负担与风险；国际招标利于降低合同造价 业主合同管理最简单，业主直接承担的项目管理责任最小 利于维护业主管理自，降低业主承担的技术与管理风险 业主自行全面负责项目管理，有效落实项目责任降低项目风险，有利于三代核电首次建设的成功实施

缺点 各类接口众多，管理协调难度大，业主项目管理负担与责任过大，业主能力有限导致工程风险较大 外商主包使业主自降低，设计自主化和设备国产化受外商制约较多 外商总包不利于自主化；外商在技术转让方面有限，业主参与程度低，发言权小 承建单位多，国内外接口复杂，协调难度大 业主管理接口多，协调难度大，业主管理负担大。

无论采用多合同散件模式采购还是分岛少合同模式采购，核电项目的业主责任制要求业主在作为项目管理总牵头方的位置始终不动摇，业主在整个工程的建造过程中的管理角色是不可或缺的。秦山三期工程采用交钥匙总承包模式，与其他几个核电项目的合同方式存在截然不同，仅作参考，无比较意义。

三门核电一期工程中，业主将工程划分为核岛、常规岛及BOP两部分，其设计包括NI设计、CI设计、BOP设计以及总体设计，采购包括A1类设备、非A1类设备、CI主设备以及其他设备散件采购，建造包括核岛建造、常规岛建造及其他建造，从前述分类标准上来看，其偏重于分岛少合同模式。相比于上述四种合同模式，三门核电一期工程合同模式显得更为错综复杂，核岛部分的设计与采购，可理解为结合，然而又同时存在着核岛总承包商负责核岛部分设备采购（非A1类）和施工相结合的情况。常规岛的设计和主设备采购，分别为两个合同，然而由于其中三菱在其中的特殊角色而显得不绝对独立，在一定程度上存在内容交叉。

4.合同模式评价

通过表1的对比情况可以看出，三门核电一期工程合同模式介于多合同散件和少合同分岛模式之间，且较为偏重于后者，这与当时的前提条件分不开。通常情况下，业主选择采用何种建造合同模式，考虑的主要因素包括：国家核电规划、国产化要求、中外合作机制、融资渠道、核电技术路线、业主自我参与管理的设想、国内承包商的能力。由于三门核电一期工程属于全球首个AP1000项目，既无建成经验可用，亦无具备设计能力、供货能力、建造经验的国内设计院、生产厂家和施工企业，实行EPC总承包合同模式几无可能。此外，在对AP1000核电技术和管理不甚了解的情况下，采用分岛采购，不利于业主对整体工程管理的把握，也不利于自主化和国产化水平提高的实现。然而在这种情况下采用中外联营体方式进行分岛承包，能够使上述情况在一定程度上得以改善。例如在常规岛的设计合同中，华东院和三菱组成联合体，常规岛主设备供货合同中，哈动和三菱组成联合体。

目前三门核电一期工程正在建造高峰期，其建造/合同模式的特点在管理过程中也日益显露出来，业主通过投入更多的人力和精力来参与整个工程的项目管理，接口众多，协调难度大。另外，前述的联合体的实际操作效果并未能按照预想目标实现，本属于一个合同在联合体内部得以消除的工作界面和接口，也出现由业主进行协调的局面。联合体中中方单位对外方单位的管理缺乏效率。

三门核电二期工程也已开展工作，其合同模式已确定为以全范围EPC总承包为要求，包括核岛、常规岛、BOP及相应的管廊等，业主主要负责大吊车、混凝土、码头的运营服务管理。

5.对后续机组的启示

从三门核电一期工程到二期工程，合同模式发生巨大变化，但是从一个侧面也反映出，针对AP1000核电项目国内工程总包商力量的壮大和崛起。通过三门核电一期和海阳核电一期的实施，三代核电技术在中国境内逐渐得以运用、转让、学习和吸收，中国的承包商、供货商在其中也积累了施工、设备制造的能力和经验，为在后续开展的AP1000项目，奠定了良好的技术基础和管理经验，同时有利推进了依托项目AP1000自主化和国产化的进程。

相信在不久之后，三代核电项目业主在选择建造/合同模式时，会有更灵活更多样的选择。通过技术转让的逐步实现，国内有设计能力的工程公司逐渐具备实现EPC一体化总承包的能力，并在三代核电市场领域展开竞争，在技术力量、采购策略和施工方案等各方面进行优化，有利地降低工程造价，并形成强有竞争力的具备中国品牌效力的能力。

6.结论

对于核电工程合同模式的选择，采用多合同散件、少合同分岛或是EPC总承包，是业主根据项目自身条件和项目环境条件的适应性综合作出的具体选择。在目前看来，多种模式的存在均有其必须性和合理性。对于不同的项目发展策略，采取的考虑也不相同，对于买容量、启动国产化、掌握运行技术等较强受制于外方力量的项目（如岭澳、秦山三期等），采用EPC总承包（国外工程总承包或主体EPC总承包）或少合同分岛模式是可行的，这导致最直接的结果就是工程造价高且不易控制。对于推动自主设计、推进国产化进行的项目，可采用多合同散件采购模式，通过商业渠道多方采购来降低造价并提高国产化的机会和水平。

在核电建设自主化、国产化水平提高的前提下，核电项目管理趋向于小业主方向发展，而合同模式，也逐渐从少合同分岛、多合同散件向EPC总承包趋势靠拢，这同时也符合国家核电事业发展策略的规划和核电集团对核电工程建设模式的设想。随着三代核电技术的深入和普遍，自主化和国产化水平日益提高，国内完整的核工业体系逐渐形成并完善，具备E、P、C能力的承包商逐渐增多，采用EPC总承包（国内工程总承包或主体工程EPC总承包）的方式，对核电业主来说，是最优化的选择。

参考文献

三门核电篇7

关键词：电力企业 电费核算 问题 措施

中图分类号： TM73 文献标识码： A 文章编号：电费核算，是电费管理工作的中枢。电费核算工作包括业务审核和制票工作。电费是否按照规定及时、准确地收回，账务是否清楚，统计报表数字是否准确，关键在于电费核算的工作质量。电费核算管理需要部门和人员之间的支持、理解与配合，需要电费管理模式及管理手段的不断深化与完善，需要建立一套切实、可行的管理办法和操作系统，使其走上科学化、规范化的轨道。

1、完善电费核算管理

（1）完善电费核算中心，改变原有的管理模式，在每个供电所进行抄表、算费、打票等工作统一集中到电费核算中心来，由电费核算中心集中完成，实现统一核算、统一审核、统一考核、统一分析、统一管理。

（2）电费核算人员要严格按会计制度规定设置会计科目，进行会计核算，杜绝会计核算中的不合规行为，采用正确的记帐方法把会计凭证提供的大量的、分散的核算资料加以归类整理，登记到有关帐中去。建立健全会计帐簿，遵守记帐、算帐规则，记帐、算帐是一项很细的工作，不论在哪一个环节上疏忽大意，都会影响会计数字的准确性。并且企业要根据《会计法》的规定，建立和完善内部会计监督制度和内部牵制制度，加强会计监督的职能。

（3）保障客户用电资料数据源，杜绝三电、三乱。建立农电电费核算中心，对营销客户资料源：新装凭证、换验凭证、事换凭证、用电变更凭证、临时用电信息、电价信息、抄表信息、票据信息等实现集中管理。杜绝用电中的“三电”（人情电、权力电、关系电）和“三乱”（乱加价、乱收费、乱摊派）现象。

（4）提供多种可选缴费方式，提高服务质量?农电电费核算中心的建立，同时实现多元化的电费缴纳方式，营业厅收费、移动收费终端、银行联网、自助缴费终端机等方式。改变以往只能通过营业厅缴费的模式，从此使用户缴费不受时间约束，方便用户进行电费信息查询、缴纳电费等。

2、规范电费核算流程

（1）合理地安排新装户账卡发放时间，这是因为装表工作是连续不断的，每天都有新装用户要建账立卡，而抄表核算工作是每月一次，为了解决这一矛盾使新装用户及时上账，在每月月初抄表前，将上月出账后接到的新装户账卡发放给抄表员，这样抄表员有充足的时间去熟悉新表，也就能按时将抄表任务完成，及时将新户上账。

（2）电费核算人员要保证客户基础资料的准确性，初始资料以抄表员现场核实的抄表账本为准，在接到用电业扩转来的客户变更用电的工作传单（装、拆、移、换、改、暂停、启用、增、减容量等）的，审核人员应认真检查核算。

3、解决问题的思路

从电费核算管理所存在的问题可以看出，如果想从根本上解决这些问题，一方面要采取措施加强电费核算管理的力度，如统一资金管理，取消用电营销部门资金管理权限；另一方面更需要采用技术手段来改变过去电费核算相对滞后的管理模式，最有效的方法就是完善用电营销MIS软件，实现原始数据一次录入，财务与营销分权限数据共享，具体做法是：营销部门在抄、核、收的过程中，把用户核销电费的原始信息录入MIS。财务部门可从营销MIS中直接查询应收、实收电费数进行帐务处理，而无须重复录入。在此基础上，财务部门在MIS中输入“银行对帐单”，利用对帐功能自动对帐，营销部门可方便地从MIS中直接查询当月对帐结果，从而有效地指导电费回收工作。此外，财务部门还可通过营销MIS直接打印出“已核销坏帐的回收情况明细表”、“欠费帐龄分析表”、“大中用户欠费明细表”等电费核算需要的相关报表，进行有关的帐务处理。采用这种做法后可解决以下问题：

3.1解决营销、财务应收电费不符的问题

实现财务与用电MIS数据共享后，财务部门在本工作站上就可及时掌握电费的有关情况，任何时间都可对用户的欠费、交费情况进行实时查询，具体包括用户的应收、实收及欠费余额，各期间的交费情况等。财务根据在用电MIS中查询的时点数作为做帐的依据，这样应收和实收的数据来源同营销部门完全一致，从而解决了财务和用户应收电费余额不一致的问题。

3.2解决营销、财务脱节的问题

财务部门在本工作站就可直接、较全面地了解到营销部门的电费流程及管理工作。对营销部门因特殊情况需要调整的数据，也可及时掌握。直接掌握完整、准确、真实的电费管理信息，有助于及时发现和解决电费核算管理中存在的问题。

3.3解决电费坏帐管理的问题

为保持财务和营销应收帐款余额一致，对于已核销的坏帐，财务部门在将其冲减为应收帐款的同时，用电营销部门也应相对核减对用户的欠费。按照省公司“坏帐核销应本着‘帐销债不烂’的原则，对用户的债权不能核销，实行帐销案存，企业继续保留追索权，对已核销坏帐及坏帐回收要通过备查簿反映”这一规定，可在用电MIS中建立一个“电费坏帐管理”模块，对已做坏帐核销的用户欠费加一个标识，而不是将已核销的坏帐从用户的欠费明细中一笔勾销。这样既能够生成已核销坏帐回收的明细表，严格区分当期、陈欠及已核销坏帐电费的回收；又保留了对用户的追索权；同时又可直接从工作台上查阅、打印全部坏帐明细表，从而实现电费坏帐的全面管理。

3.4解决重复劳动及工作效率问题

目前系统内的电费操作流程，基本上都是营销部门根据电费单据核销用户欠费，在用电MIS中产生相应的记录，财务部门拿到电费单据后又重复录入一遍进行对帐，而且有些单位还是手工对帐，大大增加了财务部门的工作量，又达不到管理的目的。实现MIS数据共享和自动对帐功能后，财务部门只需将银行对帐单录入MIS，即可实现自动对帐，省去了电费单据的重复录入。同时，营销部门在自己的工作站就可直接查询用户的电费是否到帐，免除了营销部门和用户到财务查询的步骤，提高了工作效率，也给用户带来了方便。

4、结束语

电费核算管理是一个跨部门的综合性财务管理工作，需要部门和人员之间的支持、理解与配合，相信通过管理模式及管理手段的不断深化与完善，在相关财务与营销人员的积极努力下，一定能够为电力公司的经营与发展做出应有的贡献

参考文献

三门核电篇8

同志们：

今年8月5日下午，在四川核电站厂址预预可研评审工作会上，经过国、省有关部门领导、专家的集体评审，蓬安三坝核电预选厂址成为全国第一座内陆核电站的首选厂址，并即将启动正式可研工作。今天，县委、县政府决定在这里隆重召开核电选址工作总结表彰大会，目的是认真回顾核电厂址争取工作的艰辛历程，总结争取过程中的成功经验，表彰先进，激励士气，鼓舞全县人民的信心和干劲，团结和带领全县68万人民拼搏进取、奋勇争先，推动蓬安新一轮的新跨越和新发展。

回顾近两年来我县争取核电落户蓬安的艰辛历程，三坝厂址能在所有预选厂址中夺颖而出，离不开上级党政和部门的大力关注和支持，离不开县委、县政府的坚强领导，更离不开全县各级各部门干部职工以及全县人民的积极参与、努力工作。在此，我谨代表县委、县政府向为核电落户蓬安而付出辛勤劳动的全县所有干部职工和广大群众致以崇高的敬意！并向今天会议将要获得表彰的所有先进集体和先进个人表示热烈的祝贺！

下面，我从回顾四川核电厂址预可研评审过程、展望核电站建设前景、总结我县在核电预选厂址竞争中的工作成绩以及取得的成功经验等方面对核电建设前期工作作一简单总结。后面县委中伯书记将作重要讲话，希望同志们深入领会，认真贯彻，狠抓落实，共同推动全县各项工作再上新台阶。

一、核电站预选和初可研评审工作的简单回顾

四川核电站是国家发改委规划的全国首座内陆核电站。自2003年6月开展选址工作以来，历经图选、踏勘初选、预选和初可研四个阶段，先后对全省20余个厂址进行了踏勘、评审。从2003年11月21日全国核电专家赴睦坝、三坝两个预选厂址实地踏勘之日起，我县核电站厂址预选和初可研工作正式拉开序幕。其间，2004年4月、9月，2005年1月、4月—8月，全国核电专家先后6次赴我县三坝、睦坝、徐家等地进行实地考察。2005年8月4日至5日，经过国家核电评审专家组审查评定，我县三坝乡厂址成为了四川核电站首选厂址。

二、核电建设成功后可预期的经济效益

四川核电站规划一期工程为2×100万千瓦，总投资221.5亿元，二期工程为2×160万千瓦，总投资548.5亿元，预留三期工程为2×160万千瓦。一、二期工程建设总投资770亿元，建成后年销售收入195亿元，年实现税收20亿元。建设期间，当地每年可得建安税8000万元，核电站一、二期工程建成投产后不仅将直接地方经济总量和财力，还将有力促进蓬安和南充二、三产业的快速发展，这对于实施“产业是支撑，项目是载体”的工作思路，加快丘陵地区经济发展、促进社会稳定、实现建设全面小康社会的宏伟目标，必将产生重大而深远的影响。

三、历尽艰辛的核电站预选厂址争取工作

蓬安三坝核电厂址能在最初排位落后的不利条件下，力压地质条件较为优越、综合竞争实力较为强劲的南部石河预选厂址，获得全国核电专家以及省市领导和有关部门的青睐，最终以全票方式脱颖而出成为首选，这是县委、县政府带领全县各级各部门和广大人民群众共同努力、辛勤工作取得的巨大成功。

（一）高瞻远瞩，精心组织，决策指挥有力。在2003年6月开始进行的核电厂址图选确定蓬安三坝、睦坝入选8个核电预选厂址后，立即引起县委、县政府的高度重视和关注，指定了专门负责跟踪联系的县级领导和部门负责人。同时，庚即成立了蓬安县核电工作领导小组，并在原发展计划局成立了专门的核电办公室。同年11月21日，核电专家赴我县三坝、睦坝现场踏勘时，县委、县政府主要领导亲自召集了部门、乡镇协调会，统筹指挥核电建设协调工作，在所有预选厂址中率先推出了关于支持核电建设的有关政策，提出了以“最优良的环境、最优质的服务、最优惠的政策”支援核电建设的口号，针对核电工程建设的需要，出台了三坝、睦坝两个核电预选厂址在人口控制、房屋兴建、产业化建设等方面的“四不准”政策，展示了蓬安争取和支持核电建设的决心和信心，赢得了国家、省、市领导以及核电专家的充分赞誉，为最终三坝厂址成为首选奠定了致胜先机。

（二）攻艰破难，主动出击，对外协调有方。在整个核电厂址预可研评审过程中，县委、县政府坚持主动出击，不等不靠，积极协调各方关系，坚决不放过任何一次机会，不轻忽任何一个细节，力求将蓬安的各种优势无限放大，确保最终成功。2003年12月，在确定6个预选厂址时，睦坝厂址虽然获得排位第一，但有关部门和专家因为蓬安已有1个预选厂址，将三坝厂址排除在外。面对这一情况，县委、县政府主要领导并没有放弃，立即派出了多个工作组，分赴各地同省、市领导和有关部门、核电专家反复翰旋，最终三坝厂址也顺利搭上末班车，挤进预选圈（排位第6）。2004年1月，在市人代会期间，中伯书记、邹平县长又陪同市委、市政府主要领导专程拜见核电专家和有关部门领导，多方寻求支持。特别是中伯书记在中央党校学习期间，仍十分关心核电选址工作进度，及时与全国最大的核电工程建设公司广核集团总经理取得了联系。今年7月，在核电厂址预可研评审工作的关键时刻，特别是在与南部石河预选厂址的竞争中一直处于均势、前景并不十分乐观的情况下，中伯书记率领县四大家领导赴广核集团进行考察，与该公司密切了联系，增进了友谊，也为三坝厂址成功获选增添了胜利的砝码。

（三）严谨细致，全面周到，接待服务有情。搞好接待服务工作，给国家核电建设予以最大、最有力的支持，是蓬安争取和支持核电工程建设的首要工作。在近两年的预可研评审工作中，国家发改委、核电研究院、西南核电研究所，苏州核动力研究所等专家多次亲赴现场踏勘，层次高、规格高、数量大，工作时间长。仅来蓬安考察调研人数最多一次达50多人，在三坝蹲点勘测时间最长达22天。对此全县各级各部门按照县委、县政府“不放过任何一个细节，不怠慢每一位专家，全方位提供最优质服务”的要求，精心部署，统一指挥，圆满完成了所有接待任务。一是加大了领导协调力度。在每一次的接待工作中，县委、县政府主要领导都亲自召开协调会，对参与接待的各部门、乡镇明确了责任、细化了任务，做到了有条不紊，分工合理。尤其是在衣、食、住、行以及文字材料准备等各方面，均明确了一名县级领导负责联系协调。每一次到南充或成都参加核电选址工作会，县委、县政府主要领导都要亲自带队参加，现场协调指挥调度各项工作。二是注重了服务细节到位。每次前来我县考察踏勘的专家较多，并且都来自天南地北，每次人也不同，县委、县政府接待办和核电办工作人员采取了“一对一”服务办法，定人跟踪服务。专家到野外考察，服务人员就跟着到野外，及时提供矿泉水，柑桔、纸巾、毛巾等；专家到农户调查，工作人员提前通知作好准备，并主动为专家带路；特别是在生活服务方面，工作人员认真了解每一位专家的个人生活习惯、饮食习惯，按照所需及时提供最周到的服务。在三坝乡长达22天的实地踏勘工作期间，县委、县政府主要领导以身作则，从最细小的地方给核电专家以最无微不至的关怀，比如中伯书记和邹平县长多次在忙完县上其他工作后，晚上八、九点钟还要赶到三坝和核电专家共聚晚餐。虽然仅仅是一顿便饭，但令众多专家无不共同赞叹，有一位老专家曾说：我到很多地方去考察过，从来没有遇到像蓬安这样的领导。又比如中伯书记了解到早餐提供的咸菜不合专家口味，当即安排人员从巴中采购回6种咸菜……。细节决定成败，正是这些小小举动，让所有专家感动莫名，宾至如归，有位专家在送别会上唱到：其实不想走，其实我想留！

（四）上下联动，多方配合，基层部门有位。在核电厂址预可研评审过程中，不仅接待任务繁重，资料收集工作更是范围广、类别细、项目多、数量大、任务艰巨，仅仅只是在半径5公里、15公里、80公里范围内调查人口、气象、水文资料等工作，就涉及9个地、市州50多个县市区；县内被调查的乡镇多达20余个，类别更是细分到食物结构、生活习惯、农作物种类、产量等项目。全县各级各部门通力协作，密切配合，一切以接待任务为重，部门调车辆随传随到，从单位抽调工作人员按时到岗到位，区、乡镇村干部时时待命，及时参与接待工作。每次接待，县交警大队总是开路先锋，县公安局、派出所提前到岗到位，为核电专家勘测调研工作肃清治安环境；三坝乡政府根据专家工作组分别成立相应的接待服务工作组，为专家们开展工作提前深入农户作好宣传准备；县核电办在每次专家来考察时都及时汇报并提前作好精心准备。如在去年9月预选址评审会前，因勘测需要，必须制作9个50多米的新空气球，为保证勘测顺利进行，核电办工作人员在氢气球不能用交通工具运输的情况下，手持9个氢气球从县城走路到三坝，用时长达10多个小时。县水利局、气象局提供核电资料更是无怨无悔，没有张口索要任何报酬，特别是马电公司为配合专家进行水位测量，一天内经济损失高达10余万元。正是全县各级各部门的通力配合，无私合作，有力推动了核电厂址预可研评审工作的顺利进行。

（五）深入宣传，广泛发动，基层群众有义。在核电厂址预可三评审的整个工作中，县委、县政府坚持发动群众，依靠群众，取得了巨大成功。一是层层召开动员会。县上专题召开了核电工作会，传达了县委、县政府的整体工作部署和工作要求，各区、乡镇及时组织党员对村干部动员会，各村社组织群众召开了宣传会，把建设核电的目的和意义深入到各级各部门和基层群众。二是采取多种有效的宣传

形式。县广播电视台制作了电视新闻标语，巨龙、河舒片区以及三坝乡、睦坝乡利用有线广播、墙报、横幅、岩标向广大群众宣传，核电办配合区乡镇利用逢场天进行集市宣传。深入持久的宣传发动，激发了全县广大人民群众“建核电、促发展”的迫切愿望和巨大热情，很多群众自发参与到支援核电建设的工作中来。专家走访，有群众主动带路；专家渴了，有群众主动送水；专家饿了，有群众主动送上柑桔和花生；一位专家生病中暑，乡村赤脚医生第一时间赶到现场；专家寻找水位测试点，十几位群众主动帮着挖地；现场踏勘，有时损坏了青苗等，群众们没有在乎，没有怨气，主动提供方便；考察工作顺利结束，专家们要离开了，一位上访户得知后，坚决要求参加送别会，他说，这是为三坝、为蓬安，也是为全国人民做好事的，我一定要送送他们！

四、争核成功的基本经验

（一）敢想善干，锐意攻坚，始终坚持百折不挠的进取精神是争核成功的强大动力。争取四川核电站预选厂址落户蓬安，是一项利县利民的民心工程和德政工程，它的成功，必将有力推动我县经济社会全面发展和各项事业共同进步，县委、县政府带领全县各级各部门和广大人民群众充分发挥“敢为人先、锲而不舍、无私奉献、共谋发展”的精神，心往一处想，劲往一处使，从而获得了成功。在争核过程中，我们面临着各种困难，区位、交通的劣势，人气、商机的差距，竞争对手的实力，都成为争核成功的最大障碍。我们靠什么？我们靠的是支援和争取核电建设的信心和决心，我们靠的是锲而不舍、百折不回的无畏勇气，我们靠的是敢干大事、想干大事、善干大事的毅力和胆识。回首征程，争核过程一波三折，并不是一马平川、一片坦途，睦坝厂址六选四的失利、地质条件较差带来的不利影响都差点使争核工作功亏一匮。但是，县委、县政府并没有因此而丧失信心，面对困难，我们一个一个地去克服，面对问题，我们一个一个地想办法解决，我们靠着一种坚韧的进取精神，终于获得首选厂址的荣誉。

（二）团结协作，务实争先，始终坚持狠抓落实的工作作风是争核成功的致胜法宝。在争取核电厂址落户蓬安的工作中，最为重要的来自国家发改委、国家核电研究所组成的专家组的评审意见。蓬安三坝厂址从地理、地质条件方面来看并不占据绝对优势，但是在8月4日至5日国家核电专家组的综合评审中，8个专家组全部作出了首选三坝的一致意见。是什么原因让众多专家作出了这种选择？有位专家说：我去了许多地方考察，蓬安的干部群众对我们最好。按照县委、县政府“最优良环境、最优惠政策、最优质服务”的三个“最优”的总体要求，全县各级各部门坚持“无私奉献、共谋发展”的争核精神，识大体、顾大局，服从指挥、步调一致，所有干部职工履职尽责、勤奋工作，在争核的各个环节、各个岗位，发挥出了最大的热情，把争取核电建设、振兴县域经济、促进强县富民的宏伟蓝图变成全县人民的共同心声，变为推动部门、基层工作的具体行动，从而保证了争核工作最终胜利。

三门核电篇9

投资收益锐减 未来业绩负增长

股价过高，调低投资评级

当前股价：

今日投资个股安全诊断星级：

行业需求受经济影响较大

2008年1-9月，公司实现营业收入4.23亿元，同比增长30.6％；营业利润2,217万元，同比下降91.2%；归属于母公司所有者的净利润2,113万元，同比下降90.1%；摊薄每股收益0.10元。

核工业部下属唯一一家上市公司。在核电阀门领域，中核科技是国内五家具备设计生产核Ⅰ级阀门的企业之一，产品具有核心竞争力。2008年起中核科技将为秦山核电站提供2211套阀门,价值约2300万元,目前供货正在进行中；2009年起为辽宁红沿河核电站、广东阳江核电站、福建宁德核电工程、分别提供610套阀门,共价值8400万元；2010年起为福建福清核电厂、浙江方家山核电工程提供阀门,总价值约1亿元。

按照国家中长期规划，到2020年，我国核电运行装机容量争取达到4000万千瓦，占电力总装机容量的4%；2008年初国家能源局表示，将调整这一比例达到5%以上，达到6000万千瓦。核电建设的提速将带动核电阀门的销售。据统计一座具有两台100万千瓦机组的核电站有各类阀门3万套。按照目前装机容量910万千瓦水平，要达到6000万千瓦的规划目标，新增年装机容量约400万千瓦，需要各类阀门约6万套，约8.5亿销售规模。另外，核电站花在阀门上的维修费一般占核电站维修总额的50%以上，当我国运行的百万千瓦核电机组装机容量达到2000万千瓦时，每年核电阀门的维修、更换费用就将达到6.7亿元人民币。

值得注意的是，目前公司产品下游需求中70％来自于石油石化行业，24％来自于冶金、纺织等行业，核工业产品需求占比只有6％。受传统产品下游需求回落影响，公司加大销售力度，导致销售费用占比提升。但销售力度的提升保证公司订单稳定，目前公司手持订单确保上半年销售收入同比略有提升。尽管如此，但国内外宏观经济波动给下游石化行业需求带来的不确定性是公司面临的主要风险。此外，核电产品在安全操作方面的极高要求需要行业企业的高度重视。

投资收益锐减 未来业绩负增长

主营业务增长稳定。公司的品种规格达12000个、30多种不同材质，是国内生产阀门品种最多的生产企业，目前公司60％的产品用于石油石化行业，20％的产品用于核电行业。07年以来，公司阀门销售稳定增长。2008前三季度主营业务收入同比增长30.58%。但因上年同期公司有一次性出售持有的解除限售浦发银行流通股股票获得的收益，而今年无此项因素，因此净利润同比下降了90%。核阀业务的高速增长是公司未来高增长的主要驱动因素，预计未来三年净利润复合增长率为-36.97%。

投资收益锐减是08年前三季度净利润大幅下滑的主要原因。在主营业务的盈利能力和规模都有较大幅度增长的情况下，公司净利润却大幅下滑。主要原因是上年同期公司出售解除限售的浦发银行股票获得投资收益2亿元，占同期净利润的95%以上。而今年无法获得该项收益。此外，上年同期公允价值变动收益为2,813万元，而08年前三季度公司出售开放式基金导致该项损失2,790万元。

此外，市场扩大导致销售费用大幅上升。08年前三季度公司销售费用同比上升了93.2%，使得期间费用同比猛增56.1%。主要原因是公司为扩大市场占用率，增加主营业务收入导致包括相关销售等项目的费用同比大幅上升，销售人员工资性费用增加也较多。

整合很难实现

2008年中核工业销售收入、利润分别达到350亿和70亿人民币，旗下资产包括核电建设运营、核军工和核技术运用。市场预期作为中核工业旗下唯一的一家上市公司，未来中核工业将借助公司平台实现整体上市。但是我们认为由于母子公司之间规模相差巨大，整合难度很大。相反作为国家重点支持的产业，单独上市更加可行。

股价过高 调低投资评级

申银万国的李晓光指出，就公司盈利情况而言，预计公司2008、2009、2010年EPS分别为0.14、0.20和0.23元，对应的PE分别为103倍、72倍和63倍。如果外部资产注入无法进行，公司相对于整体市场2008年16倍的估值水平有很大程度的高估，首次评级“减持”。此外，李晓光还提示，公司在经营上可能存有两种风险：1、公司07年国外市场销售收入占比已高达35%，如果人民币持续对美元的大幅升值，将对公司的出口产品盈利能力和市场竞争力产生不利影响；2、需要关注因钢材价格上涨而导致公司采购原材料，外购毛坯和零部件成本提高，进而挤压阀门产品毛利空间的风险。东方证券的机械行业分析师周凤武、张帆、安倩表示，包括核电阀门在内的环保能源产品拓展和集团公司资产整合是公司高速增长的催化剂，但目前来看二者在短期内很难实现，因此给予公司股价25倍PE的估值水平，对应2008年和2009年预测EPS的股价分别为6.52元和7.01元，绝对价值4.30元，目前股价存在高估，投资评级“中性”。

三门核电篇10

“核电提高门槛，有两层含义，一是中国核电重启，大批的订单会接踵而来，会形成一个大蛋糕；二是主导AP1000的国核技将成为最大的赢家，迅速壮大。”华彩咨询总裁白万纲一直关注四家核电公司的动向，他认为，国核技这家因AP1000而生的核电领域小个子央企必定会有新的动作。

在核电停滞的一年半时间里，看似平静，实则暗潮涌动。一方面，国家先后通过了《关于全国民用核设施综合安全检查情况的报告》、《核安全与放射性污染防治“十二五”规划及2020年远景目标》、《核电安全规划（2011~2020年）》和《核电中长期发展规划（2011~2020年）》四个文件，形成了一套完整的核电发展规划体系；另一方面，相关部门又在极力撮合国核技与中国核工业集团(下称“中核”)、中国广东核工业集团(下称“中广核”)进行AP1000的技术转让。

“国家想通过技术转让来平衡三大公司的利益纷争，国核技肯定不会甘心于为别人做嫁衣。关于AP1000，相关软件就有260个，文字资料更是高达200吨，这么大规模、耗时五年的科研，怎会轻易转让？其实，国核技一直在拖延时间，为的是在这一波正在买票和补票的项目中占据绝对优势，而且，他们的研发平台绝不会对中核和中广核开放。”某不愿具名的核电人士坦言，“国核技想的是如何以技术获取业主资格，显然，这与其他两家的意愿是相违背的。”

“转让的只是国核技从西屋引入的技术，并非是我们后来的创新技术。”汤紫德说。

2012年的最后一个月，国核技技术中心挂牌“国家认定企业技术中心”，这是国内以核电为主业的企业首次获批此称号。

可见，国核技的三代核电技术已然稳稳占领国内核电市场，如此一家前景令人充满憧憬的核电企业会甘心只为业主做技术服务吗？答案显然在发生着变化，借助AP1000地位的提升，或许，国核技将完成一次华丽转身。

“被逼出来”的国核技

郁祖盛，这位当初因力推引进AP1000技术而被称为“引进派六君子”之一的国核技专家委员会专家曾经这样评价国核技的诞生，“如果说中广核的成立是被中核逼出来的，那么国核技的成立则是被中核和中广核逼出来的”。

话出有因。1988年，核工业部被撤销，中国核工业总公司成立。为打破一家独大的垄断局面，1994年，中广核成立。从此，各种部门和技术之争以这两家公司为载体愈发显现出来。2000年11月，在国务院召开的广东岭澳核电站二期工程立项专门会议上，中核和中广核提出了截然不同的思路，中核提出应该特别重视中核现有的设计和研发力量，“十五”期间新的核电项目应该由中核负责总体设计和核岛设计。中广核坚决反对，并提出如果采用中核的设计，中广核则不加入。

此后，国家批项目也变得谨小慎微，比如批准中广核在广东岭澳上一个大亚湾二期工程，也会同时批准中核在浙江秦山上一个秦山二期工程。再比如，批准中广核在广东台山上一个引进先进技术的自主化依托项目，也同时会批准中核在浙江三门上一个引进先进技术的自主化依托项目。

两家核电央企会上、会下的争吵甚至惊动了国家领导人，于是，主管领导指示，建核电站要统一标准。正是在这种夹缝中，国核技诞生了。

2003年，国务院成立核电自主化领导小组，由国务院副总理曾培炎兼任组长，同时决定在山东海阳和广东阳江（后改为浙江三门）分别上马一个引进先进技术的自主化依托项目，面向全球招标。随后是长达三年的研究讨论和招投标评审，中美双方前后超过百人次参与了这项漫长的谈判，最终美国西屋公司第三代核电技术AP1000中标。

2007年5月，国核技在人民大会堂正式揭牌成立，当时，中电投总经理王炳华兼任国核技董事长，在国资委系统开了一个负责人同时掌管两个中央企业的先例。

得也AP1000，失也AP1000。国核技是国务院指定的引进、消化、吸收第三代核电技术AP1000的主体，并承担第三代核电技术自主化的任务。于是，AP1000的前景，说白了就是国核技的发展前景，两者就像一个恒等式，一荣俱荣、一损俱损。

起初，凭空蹦出来一个新公司，中核和中广核两家企业难免有所怨言，为了平衡两大集团，国核技采取了特有的股权结构：国务院占国核技60%的股份，中核集团、中国电力投资集团公司、中广核和中国技术进出口总公司分别占10%的股份。

自此，国核技开始了长达五年的蛰伏。刚刚引入AP1000还未吸收、消化的国核技是无法与两大集团抗衡的，同时，两大集团也自己做着与AP1000不同的技术路线，新旧利益群体间倒也相安无事。

不过，“中广核有一件事我个人是有看法的。国家定了在AP1000基础上做核电站的路线，组织了几百人的队伍进行谈判，为什么中广核还要花几亿欧元引进EPR技术，况且，中国的技术人员本身就很匮乏，这势必会分散精力。”郁祖盛说道，“这样就相当于把AP1000和EPR在中国市场上对决起来了，我认为这是个悲剧。”

在郁祖盛看来，AP1000才是真正的三代技术，而EPR充其量是把二代技术发展到极致。

不过，日本福岛核电站事故助推了国核技的大发展。

2011年3月11日，日本福岛第一核电站发生泄漏事故，核电站的安全问题被抛了出来。曾任国务院核电领导小组办公室副总工程师、副主任的汤紫德提出，“我国2004年就曾修订过核安全法规、核电站设计法规，但是执行不力，国家发展改革委审核通过了诸多二代项目，其实，二代核电站是不符合我国核安全标准的，在防止和缓解核严重事故的措施方面，‘二代’和‘二代加’技术都不具备。”

于是，在国家相关部门对所有核电站进行严格检查后，再次确立了三代核电技术的主导地位。“AP1000是唯一接近世界最高安全标准的技术，其他技术都不如AP1000，包括EPR。”汤紫德说，这项被称为史上最高规格的安全标准，要求对环境不产生任何泄露影响。

汤紫德表示，现在国家颁布的四个文件不是正式标准，核安全局正在研究，不久将作为标准法规颁布，以法律的形式固定下来。

如此看来，谁拥有了AP1000，谁就拥有了中国核电的大蛋糕。显然，中广核和中核在拥有自有技术的同时，又看中了AP1000的优势。

“对于AP1000的技术转让从2010年就开始谈判了，最终我们把从西屋引进的技术100%转让给了中核和中广核。”汤紫德说，只是当初引进的技术，不包括国核技后来做的创新。也就是说，AP1000的精髓依旧掌握在国核技手中，两大公司改造后形成的ACP1000、ACPR1000还是无力与之抗衡的。

国核技的下一步

不言而喻，国核技的定位就是技术，那么，国核技面临的一大难题就是不能做业主，这也是限制国核技发展的一道鸿沟。

其实，国核技一直在试图趟过这道沟。“谁做业主，谁来开发新的项目，相关部门还要做一些新的研究，国家马上要上的重大专项，CAP1400将来就是国核技组织建设，国核技将会成为工程业主单位。”汤紫德说。

2009年12月17日，国核技和华能集团以55%和45%比例出资设立国核示范电站有限责任公司（简称“国核示范”），由国核技控股，其定位就是全面负责国家大型先进压水堆核电站重大专项示范工程CAP1400和后续CAP1700的建设管理和运营。

除此之外，国核技还成立了国核工程公司和国核电站运行服务技术公司，国核工程公司是国核技的全资子公司，于2007年7月6日正式挂牌。该公司负责三代核电AP1000依托项目建设，并全面参与AP1000中外核岛联合管理机构（JPMO）的中方责任主体，核电建设专业化管理的载体和推进核电自主化建设的平台，主要承担三代核电AP1000依托项目4台机组及AP1000后续机组的建设管理。

国核电站运行服务技术公司成立于2008年3月，同样是国核技的全资子公司，以核工业无损检测中心为组织载体，将核电站运行技术服务作为国核技的一个核心业务加以谋划和培育。

种种迹象表明，技术上抢占先机的国核技正在一步步为拥有业主资质而努力，其目的是与中核、中广核这些老牌核电企业抗衡。但是，时至今日，国家能源局原局长张国宝依旧认为，虽然国核技有自己当业主的打算，但还是希望其把精力放在技术开发上，消化吸收三代技术并实现自主开发，这是16个国家科技重大专项之一，是国家交给国核技的任务。

“AP1000将成为国核技谈判的筹码。以技术换业主地位是不错的选择，目前有一大批急于买票和补票的企业需要AP1000，这些都是国核技的潜在市场。”白万纲说。

另一方面，国核技在积极推行整体上市计划。国核技公开表示，“十二五”期间将全面掌握第三代先进非能压水堆核电技术，力争实现整体上市。曾经，国核技提出了“三步走”计划：一是由国家在三年内分批注资，使资本金由成立时的40亿元增加到100亿元；二是组建财务公司，实现金融资本运作；三是在2011年至2012年进入上市公司培育期，做好上市准备。无奈，这项计划因为核电的一度叫停而停滞了，如今，核电重启，国核技的整体上市计划也再次被激活，国核财务公司也早于2011年7月注册成立。

在国外项目中，国核技已然向中广核发起了挑战。比如，刚刚由日本日立中标的英国Horizon核电公司项目，国核技和中广核就都成立了自己的联合体，即国核技与美国西屋公司、邵尔电力集团组成联合体以及中广核与法国阿海珐集团组成的联合体。然而，对于两个中国国有企业竞标英国Horizon核电项目，英国政界人士发出警告，要求中国企业不能在最后中标的财团中拥有相对多数股份，因为英方需要缓解民众，对中国公司掌控英国最大反应堆建设计划之一的担忧。

如今，中核、中广核与国核技的关系很微妙，白万纲这样描述三者的关系，“国家想让他们变成三大航，国航、东航和南航模式，但是中核和中广核想联手搞成移动和联通的关系，拥有平台，别人在他们的平台上跑，他收取平台费。”

按照白万纲的思路，国核技必须迅速壮大起来。因为在他看来，“中广核在核电站运作、安全管理上是国内最为突出的企业，而国核技是以技术见长，这两家公司一旦整合到一起，将是一个新的巨无霸。”有这种思路的并非白万纲一个人，在一些核电的网络社区就常充斥着诸多关于中广核与国核技合并的帖子，但总是匆匆就被删除。