专利名称：内陆核电站二回路凝结水精处理系统及控制方法
技术领域：
本发明涉及核电站凝结水精处理领域，特别涉及一种内陆核电站二回路凝结水精处理系统及控制方法。
背景技术：
核电站是以核燃料在核反应堆中发生裂变链式反应，使核能转变成热能来加热水产生蒸汽，利用蒸汽通过管路进入汽轮机，推动汽轮发电机发电，使机械能转变成电能。核电站的热力循环包括一次循环和二次循环，即一回路和二回路。一回路由反应堆、主泵、蒸汽发生器、稳压器及管道所组成，二回路与火电厂的热力回路基本相同，即给水泵把给水送入蒸汽发生器，吸收一回路中高温水放出的热量，汽化成饱和蒸汽，然后送到汽轮机作功，乏汽在凝汽器中凝结成水，凝结水经过凝结水精处理系统处理后，经给水泵再次送到蒸汽发生器，如上进行二次热力循环。目前国内外已投运的核电站无论是滨海核电站，还是内陆核电站其热力循环二回路多设有凝结水精处理系统(以下简称CPS系统)，该CPS系统在凝汽器发生微量泄漏及故障泄漏的情况下能够减少二回路水质恶化并为机组采取相应的处理措施赢得时间，从而保证机组的安全运行。滨海核电站采用海水对二回路凝汽器进行换热，CPS系统运行方式如下当二回路水质合格时，CPS系统不投运，所有凝结水不经过CPS系统处理，通过凝结水主路直接去轴封加热器。当机组启动或凝汽器发生微量泄漏时，CPS系统投运，所有凝结水经过CPS系统进行全流量处理后再去轴封加热器。内陆核电站采用江河水对二回路凝汽器进行换热，由于江河水水质要远好于海水，故采用部分凝结水精处理而非全流量处理，CPS系统运行方式如下当CPS系统投运时，部分凝结水通过凝结水主路直接进入轴封加热器，另外一部分凝结水通过CPS系统处理后与凝结水主路水混合进入轴封加热器。在实现本发明的过程中，发明人发现现有技术至少存在以下问题I、由于内陆核电站CPS系统采用非全流量处理，为了保证通过CPS系统处理后的凝结水流量和通过凝结水主路直接进入轴封加热器的凝结水流量，就需要调节CPS系统升压泵出口电动调节阀开度，才能保证凝结水升压泵出口压力与CPS系统进出口压差之间的差值与凝结水主路管道压差一致。由于凝结水总流量通过CPS系统的流量非常大，通过升压泵出口电动调节阀实现既能调节如此大的流量又能保证升压泵出口压力与CPS系统进出口压差之间的差值，根据目前调节阀的精度范围，无法实现以上功能。2、为了实现热力循环机组正常功率运行又满足机组启动和凝汽器发生微量泄漏时投运CPS系统，相对于滨海核电站，内陆核电站凝结水泵出口扬程就需要增加，因此功率也相应增大很多，从而影响机组的经济运行
发明内容
为了解决现有技术中的问题，本发明实施例提供了一种内陆核电站二回路凝结水精处理系统及控制方法，将CPS系统的凝结水主路优化为电动开关阀和限流孔板旁路组合的结构形式，可实现各种工况下热力系统安全、可靠运行，又可降低凝结水泵出口扬程，从而减少运行电耗。所述技术方案如下 一方面，提供了一种内陆核电站二回路凝结水精处理系统，本系统设置在内陆核电站二回路之中的凝结水系统上，该系统包括凝汽器、凝结水泵、凝结水主路、轴封加热器、CPS系统管路、凝结水升压泵、凝结水精处理设备及相关管路、阀门，所述凝汽器一端与汽轮机低压缸排气管路连接，另一端与凝结水主路连接，凝结水主路设置在凝汽器与轴封加热器之间，凝结水主路上并联有CPS系统管路，CPS系统管路上顺次设置有CPS系统进口电动阀、凝结水精处理设备、凝结水升压泵、CPS系统升压泵出口电动调节阀，所述凝结水主路上顺次连接有凝结水泵、电动开关阀、电动调节阀，凝结水主路上并联有旁路。 具体地，所述旁路上设置有限流孔板。具体地，所述CPS系统管路的CPS管路进水口和CPS管路出水口连接在凝结水主路上，且CPS管路进水口位于凝结水泵与旁路之间，CPS管路出水口位于旁路与电动调节阀之间，在CPS管路进水口至凝结水精处理设备的设备进水口之间的管路上串联有CPS系统进口电动阀，在凝结水精处理设备的设备出水口至CPS管路出水口之间的管路上顺次串联有凝结水升压泵、CPS系统升压泵出口电动调节阀。具体地，所述旁路的旁路进水口和旁路出水口连接在凝结水主路上，且旁路进水口位于CPS管路进水口与电动开关阀之间，旁路出水口位于电动开关阀与CPS管路出水口之间。进一步地，所述限流孔板为一同心锐孔板，限流孔板设定开度为当50%凝结水量通过时，压差为O. IMPa，此压差为可实现的最小可控压差。进一步地，所述电动调节阀设置在轴封加热器之前。另一方面，提供了一种内陆核电站二回路凝结水精处理系统的控制方法，包括1)全流量处理，2)非全流量处理，3)不投运CPS系统，4)凝汽器发生泄漏处理工况下的操作步骤，其中I)全流量处理工况下；机组启动过程中，当机组彡50%功率运行时，凝结水主路上的电动开关阀关闭，CPS系统进口电动阀和CPS系统升压泵出口电动调节阀开启，所有凝结水均通过凝结水精处理CPS系统处理；2)非全流量处理工况下；机组启动过程中，当机组>50%功率运行时，CPS系统进口电动阀和CPS系统升压泵出口电动调节阀开启，凝结水主路上的电动开关阀关闭，通过调节CPS系统升压泵出口电动调节阀开度，保证CPS系统50%凝结水处理量，其它凝结水量通过旁路上设置的限流孔板，此时CPS系统进出口压差Λ Ρ2在CPS系统升压泵出口电动调节阀的调节范围之内；3)不投运CPS系统工况下；当机组正常功率运行且二回路汽/水水质满足要求时，CPS系统进口电动阀和CPS系统升压泵出口电动调节阀关闭，不投运CPS系统，凝结水主路上的电动开关阀开启，凝结水通过凝结水主路和/或旁路；4)凝汽器发生泄漏处理工况下；当凝汽器发生泄漏时，CPS系统投入运行，运行方式同所述I)和/或2)操作步骤。
相比现有技术，本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是本发明实施例通过在凝结水主路上设置有电动开关阀及并联有限流孔板旁路的组合结构形式，优化了内陆核电站热力循环二回路CPS系统，可实现机组各种工况下CPS系统的灵活操作和有效控制，安全可靠运行，同时减少CPS系统对凝结水泵出口扬程的影响，最大限度的减少热力系统的运行电耗。
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。图I是本发明实施例提供的内陆核电站二回路凝结水精处理系统及控制方法示意图。图中各符号表示含义如下I凝汽器；2凝结水泵；3凝结水主路，3-1主路进水口，3-2主路出水口 ；4旁路，4-1旁路进水口，4-2旁路出水口 ；5轴封加热器；6CPS系统管路，6-1CPS管路进水口，6-2CPS管路出水口 ；7凝结水升压泵；8凝结水精处理设备，8-1设备进水口，8-2设备出水口 ；Δ Pl为凝结水主路压损；Λ P2为CPS系统进出口压差；P为凝结水升压泵出口压力；Q为凝结水总流量；Ql为凝结水主路流量；Q2为CPS系统流量；Q=QI+Q2 ；VO为电动调节阀；Vl为CPS系统进口电动阀；V2为CPS系统升压泵出口电动调节阀；V3为凝结水主路电动开关阀；K为限流孔板；图中箭头方向为水流方向(即水由进水口到出水口的方向)。
具体实施例方式为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
实施例I参见图I所示，本发明实施例提供了一种内陆核电站二回路凝结水精处理系统，本系统设置在内陆核电站二回路的凝结水系统上，该系统主要包括凝汽器I、凝结水泵2、凝结水主路3、旁路4、轴封加热器5、CPS系统管路6、凝结水升压泵7、凝结水精处理设备8等及相关管路、阀门；其凝汽器I 一端与汽轮机低压缸排气管路连接，另一端与凝结水主路3连接，凝结水主路3设置在凝汽器I与轴封加热器5之间，凝结水主路3上顺次连接有凝结水泵2、电动开关阀V3、电动调节阀VO ；电动调节阀VO设置在轴封加热器5之前，以便调节凝结水系统的凝结水量；所述凝结水主路3上并联有旁路4和CPS系统管路6，旁路4上设置有限流孔板K ;所述CPS系统管路6上顺次设置有CPS系统进口电动阀VI、凝结水精处理设备8、凝结水升压泵7、CPS系统升压泵出口电动调节阀V2，由此构成二回路凝结水精处理系统，可实现机组各种工况下二回路CPS系统的安全可控运行。具体地，所述CPS系统为现有技术，CPS系统管路6的CPS管路进水口 6_1和CPS管路出水口 6-2连接在凝结水主路3上，且CPS管路进水口 6-1位于凝结水泵2与旁路4之间，CPS管路出水口 6-2位于旁路4与电动调节阀VO之间；在CPS管路进水口 6_1至凝结水精处理设备8的设备进水口 8-1之间的管路上串联有一个CPS系统进口电动阀VI，在凝结水精处理设备8的设备出水口 8-2至CPS管路出水口 6-2之间的管路上顺次串联有凝结水升压泵7及用于调整CPS处理量的CPS系统升压泵出口电动调节阀V2。具体地，所述旁路4的旁路进水口 4-1和旁路出水口 4-2连接在凝结水主路3上，且旁路进水口 4-1位于CPS管路进水口 6-1与电动开关阀V3之间，旁路出水口 4-2位于电动开关阀V3与CPS管路出水口 6-2之间。进一步地，所述旁路4上设置的限流孔板K采用现有技术，为一同心锐孔板，用于限制流体的流量或降低流体的压力，流体通过孔板就会产生压力降，通过孔板的流量则随压力降的增大而增大。但当压力降超过一定数值，即超过临界压力降时，不论出口压力如何降低，流量将维持一定的数值而不再增加。限流孔板K就是根据这个原理用来限制流体的流量或降低流体的压力，限流孔板K的流量可以根据离心泵最小流量确定。本发明实施例限流孔板K设定开度为当50%凝结水量通过时，压差为O. IMPa，此压差为可实现的最小可控压差。以上本发明实施例的技术核心是在凝结水主路3上设置了电动开关阀V3及并联有带限流孔板K的旁路4，这种结构形式能够降低凝结水泵出口扬程，在CPS系统精度调节可控范围内，本系统只需将凝结水泵2扬程增加O. IMPa,而现有技术需将凝结水泵2扬程增加O. 4MPa ;从而本发明凝结水泵2的运行功率比现有技术低430kW，电价按O. 35元/kW，电站年功率运行7000h考虑，每台机组凝结水泵2可节约电费105万元/年，进而取得了较好的经济效益。实施例2参见图I所示，本发明实施例提供了一种内陆核电站二回路凝结水精处理系统的控制方法，本控制方法包括1)全流量处理，2)非全流量处理，3)不投运CPS系统，4)凝汽器发生泄漏处理等工况下的操作步骤，其中I)全流量处理工况下；机组启动过程中，当机组彡50%功率运行时，凝结水主路3上的电动开关阀V3关闭，CPS系统进口电动阀Vl和CPS系统升压泵出口电动调节阀V2开启，所有凝结水均通过凝结水精处理CPS系统处理。本发明实施例全流量处理时的工作原理全流量处理时，由于凝结水总流量Q〈CPS系统流量Q2，则旁路4中凝结水回流，回流量为CPS系统流量Q2-凝结水总流量Q，进而保证进凝结精处理系统凝结水量始终为CPS系统流量Q2。由于CPS额定出力为50%凝结水量，若机组启动阶段凝结水〈50%额定凝结水量，则通过调节CPS系统升压泵出口电动调节阀V2的开度使部分凝结水通过设置有限流孔板K的旁路4回流，所以所有凝结水通过CPS系统进行全流量处理，同时由于电动调节阀VO的调节作用，此操作不影响CPS系统凝结水的流量。由于凝结水主路3上的电动开关阀V3关闭，此时位于CPS管路进水口 6-1和CPS管路出水口 6-2之间的凝结水主路3为无阀形式，CPS系统投运全流量处理。2)非全流量处理工况下；机组启动过程中，当机组>50%功率运行时，CPS系统进口电动阀Vl和CPS系统升压泵出口电动调节阀V2开启，凝结水主路3上的电动开关阀V3关闭，通过调节CPS系统升压泵出口电动调节阀V2的开度，保证CPS系统50%凝结水处理量，其它凝结水量通过旁路4上设置的限流孔板K，限制流体的流量或降低流体的压力，此时CPS系统进出口压差Λ Ρ2在CPS系统升压泵出口电动调节阀V2的调节范围之内。本发明实施例非全流量处理时的工作原理非全流量处理时，必须调节CPS系统升压泵出口电动调节阀V2，以满足凝结水主路压损Λ Pl=凝结水升压泵出口压力P-CPS系统进出口压差Λ Ρ2，即凝结水升压泵出口压力P=凝结水主路压损Λ PI+CPS系统进出口压差Λ Ρ2，由于CPS系统进出口压差Λ Ρ2随CPS运行时间的增加，在O. 35-0. 7MPa之间缓慢变化，相对比较固定，不会对CPS系统升压泵出口电动调节阀V2调节精度造成影响，主要是凝结水主路压损Λ Pl的范围对CPS系统升压泵出口电动调节阀V2调节精度影响。若无限流孔板K，则凝结水主路压损Λ Pl接近于0,CPS系统升压泵出口电动调节阀V2精度无法满足，CPS系统升压泵出口电动调节阀V2开度略小就会引起凝结水主路压损Λ Ρ1〈0，使得旁路4产生倒流，通过增加限流孔板K，使得在50%凝结水量通过时，凝结水主路压损Λ Pl=O. IMPa，此时通过调节CPS系统升压泵出口电动调节阀V2可使凝结水升压泵出口压力P在调节范围内。3)不投运CPS系统工况下；当机组正常功率运行且二回路汽/水水质满足要求时，CPS系统进口电动阀Vl和CPS系统升压泵出口电动调节阀V2关闭，不投运CPS系统，凝结水主路3上的电动开关阀V3开启，凝结水只通过凝结水主路3和/或旁路4。本发明实施例不投运CPS系统时的工作原理不投运CPS系统时，由于V3为电动开关阀，水流阻力系数比限流孔板K小的多，故绝大部分水从设置有电动开关阀V3的凝结水主路3通过，少部分通过旁路4，凝结水主路压损Λ Pl也非常小，系统对凝结水泵2的总扬程影响微小可忽略，从而保证额定功率运行时机组的正常运行。4)凝汽器发生泄漏处理工况下；当凝汽器I发生泄漏时，CPS系统投入运行，运行方式及工作原理同以上所述I)和/或2)操作步骤。综上所述，本发明实施例通过以上所述内陆核电站二回路凝结水精处理系统的控制方法，实现在机组启动、机组功率运行、不投运CPS系统和凝汽器泄漏等工况下凝CPS系统的灵活操作和有效控制，实现机组各种工况下二回路CPS系统的安全可控运行；当机组(50%功率运行时，保证所有凝结水通过CPS系统进行处理；当机组>50%功率运行时，保证约50%凝结水均经过CPS系统处理，其他凝结水通过旁路；当机组功率运行二回路水质正常时，凝结水精处理系统可不投运，所有凝结水通过凝结水主路3进入轴封加热器。本发明实施例通过在凝结水主路上设置电动开关阀，并与设置有限流孔板的旁路4并联，该优化结构减少CPS系统对凝结水泵出口扬程的影响，最大限度的减少运行电耗，适用于各种工况下内陆核电站热力循环系统。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
权利要求
1.一种内陆核电站二回路凝结水精处理系统，本系统设置在内陆核电站二回路之中的凝结水系统上，该系统包括凝汽器(I)、凝结水泵(2)、凝结水主路(3)、轴封加热器(5)、CPS系统管路(6)、凝结水升压泵(7)、凝结水精处理设备(8)及相关管路、阀门，所述凝汽器(I)一端与汽轮机低压缸排气管路连接，另一端与凝结水主路(3)连接，凝结水主路(3)设置在凝汽器(I)与轴封加热器(5)之间，凝结水主路(3)上并联有CPS系统管路出)，CPS系统管路(6)上顺次设置有CPS系统进口电动阀(VI)、凝结水精处理设备(8)、凝结水升压泵(7)、CPS系统升压泵出口电动调节阀(V2)，其特征在于，所述凝结水主路(3)上顺次连接有凝结水泵(2)、电动开关阀(V3)、电动调节阀(VO)，凝结水主路(3)上并联有旁路(4)。
2.根据权利要求I所述的内陆核电站二回路凝结水精处理系统，其特征在于，所述旁路⑷上设置有限流孔板⑷。
3.根据权利要求I所述的内陆核电站二回路凝结水精处理系统，其特征在于，所述CPS系统管路(6)的CPS管路进水口(6-1)和CPS管路出水口(6-2)连接在凝结水主路(3)上，且CPS管路进水口(6-1)位于凝结水泵(2)与旁路(4)之间，CPS管路出水口(6-2)位于旁路(4)与电动调节阀(VO)之间，在CPS管路进水口(6-1)至凝结水精处理设备(8)的设备进水口(8-1)之间的管路上串联有CPS系统进口电动阀(VI)，在凝结水精处理设备(8)的设备出水口(8-2)至CPS管路出水口(6-2)之间的管路上顺次串联有凝结水升压泵(7)、CPS系统升压泵出口电动调节阀(V2)。
4.根据权利要求I或2所述的内陆核电站二回路凝结水精处理系统，其特征在于，所述旁路(4)的旁路进水口(4-1)和旁路出水口(4-2)连接在凝结水主路(3)上，且旁路进水口(4-1)位于CPS管路进水口(6-1)与电动开关阀(V3)之间，旁路出水口(4-2)位于电动开关阀(V3)与CPS管路出水口(6-2)之间。
5.根据权利要求2所述的内陆核电站二回路凝结水精处理系统，其特征在于，所述限流孔板(K)为一同心锐孔板，限流孔板(K)设定开度为当50%凝结水量通过时，压差为O. IMPa，此压差为可实现的最小可控压差。
6.根据权利要求I所述的内陆核电站二回路凝结水精处理系统，其特征在于，所述电动调节阀(VO)设置在轴封加热器(5)之前。
7.一种内陆核电站二回路凝结水精处理系统的控制方法，其特征在于，包括I)全流量处理，2)非全流量处理，3)不投运CPS系统，4)凝汽器发生泄漏处理工况下的操作步骤，其中1)全流量处理工况下；机组启动过程中，当机组彡50%功率运行时，凝结水主路(3)上的电动开关阀(V3)关闭，CPS系统进口电动阀(Vl)和CPS系统升压泵出口电动调节阀(V2)开启，所有凝结水均通过凝结水精处理CPS系统处理；2)非全流量处理工况下；机组启动过程中，当机组>50%功率运行时，CPS系统进口电动阀(Vl)和CPS系统升压泵出口电动调节阀(V2)开启，凝结水主路(3)上的电动开关阀(V3)关闭，通过调节CPS系统升压泵出口电动调节阀(V2)开度，保证CPS系统50%凝结水处理量，其它凝结水量通过旁路(4)上设置的限流孔板(K)，此时CPS系统进出口压差Λ P2在CPS系统升压泵出口电动调节阀(V2)的调节范围之内；3)不投运CPS系统工况下；当机组正常功率运行且二回路汽/水水质满足要求时，CPS系统进口电动阀(Vl)和CPS系统升压泵出口电动调节阀(V2)关闭，不投运CPS系统，凝结水主路(3)上的电动开关阀(V3)开启，凝结水通过凝结水主路4)凝汽器发生泄漏处理工况下；当凝汽器(I)发生泄漏时，式同所述I)和/或2)操作步骤。⑶和/或旁路⑷；CPS系统投入运行,运行方
全文摘要
本发明公开了一种内陆核电站二回路凝结水精处理系统及控制方法，属于核电站凝结水精处理领域。本系统设置在内陆核电站二回路之中的凝结水系统上，包括凝汽器、凝结水泵、凝结水主路、轴封加热器、CPS系统管路、凝结水升压泵、凝结水精处理设备及相关管路、阀门，所述凝汽器一端与汽轮机低压缸排气管路连接，另一端与凝结水主路连接，凝结水主路设置在凝汽器与轴封加热器之间，凝结水主路上并联有CPS系统管路，CPS系统管路上顺次设置有CPS系统进口电动阀、凝结水精处理设备、凝结水升压泵、CPS系统升压泵出口电动调节阀，所述凝结水主路上顺次连接有凝结水泵、电动开关阀、电动调节阀，凝结水主路上并联有旁路。
文档编号C02F1/00GK102942228SQ20121040257
公开日2013年2月27日 申请日期2012年10月19日 优先权日2012年10月19日
发明者刘炳伟, 张桂英, 徐秀萍, 张栋顺, 崔基伟 申请人:国核电力规划设计研究院