一种核电站二回路热力系统的制作方法

1.本实用新型涉及太阳能光热利用领域、核电领域，具体涉及一种核电站二回路热力系统。


背景技术：

2.目前，核电站二回路热力系统通过抽取汽轮机中做功蒸汽，来加热给水温度，从而提升核电站整体热效率。二回路热力系统包括低压回热系统、除氧器及高压回热系统，汽轮机做工之后的由凝汽器产生的凝结水先经过低压回热系统加热后，进入除氧器高温除氧，再经由高压回热系统进一步升温后，再进入锅炉（锅炉产生蒸汽后再次供应至汽轮机进行发电），在南方核电站中，尤其是夏季运行时，海水温度较高，导致凝汽器背压较高，机组出力和机组发电效率较低，而此时正处于社会用电的高峰季节，核电站和社会都存在夏季时节机组多发电的迫切需求，需要额外技术提高核电机组夏季工况时(scr)的发电效率。
3.太阳能是一种取之不尽，用之不竭的清洁能源，在环境和能源问题日趋严峻的今天，很多国家都对太阳能发电技术进行了研究和实践，并取得了一些成果。太阳能光热发电也叫聚焦型太阳能光热发电，其可以大规模利用太阳能，是一种解决能源问题的有效途径。其利用光学系统聚集太阳辐射能，用以加热工质，产生高温蒸汽，来驱动汽轮机组发电。太阳能光热发电是太阳能利用的一种有效方式，目前主要有槽式、塔式、线性菲涅尔式和碟式几种典型的太阳能发电方式。由于太阳能资源的间歇性与波动性，单纯的菲涅尔式热发电系统存在输出功率不稳定等问题。要实现稳定、连续运行一般需要加入储热装置，然而储热装置的加入会提高太阳能热发电系统的造价。
4.同样作为清洁能源，发电原理相似，怎么将太阳能和核能互补起来，提高核电机组夏季时节发电效率，是一个不小的挑战。


技术实现要素：

5.本实用新型目的是为了克服现有技术的不足而提供一种核电站二回路热力系统。
6.为达到上述目的，本实用新型所采用的技术方案为：
7.一种核电站二回路热力系统，二回路热力系统包括连接在凝汽器与蒸发器之间的换热管道、对换热管道中的凝结水进行加热的低压回热系统、高压回热系统、除氧器，低压回热系统包括低压缸、设于换热管道上的1号低压加热器、2号低压加热器、3号低压加热器、4号低压加热器，高压回热系统包括高压缸、设于换热管道上的6号高压加热器、7号高压加热器，其特征在于：二回路热力系统还包括加热系统，加热系统包括热量发生装置、使热量发生装置产生的热量加热换热管道内凝结水的集热换热装置。
8.优选地，热量发生装置为太阳能光热装置。
9.优选地，太阳能光热装置包括线性菲涅尔反射聚光系统。
10.优选地，加热系统还包括两端部分别与换热管道连通的加热管道,集热换热装置设于加热管道上。
11.优选地，加热系统还包括两端部分别与换热管道连通的旁路管道，旁路管道与加热管道并联设置。
12.优选地，集热换热装置设于1号低压加热器、2号低压加热器、3号低压加热器、4号低压加热器、6号高压加热器、7号高压加热器中任一者的下游。
13.优选地，集热换热装置设于4号低压加热器下游。
14.优选地，集热换热装置设于7号高压加热器下游。
15.优选地，旁路管道上设置有第一切换阀。
16.优选地，加热管道上设置有两个第二切换阀，两个第二切换阀分别位于集热换热装置的上游和下游。
17.由于以上技术方案的实施，本实用新型与现有技术相比具有如下优点：
18.本实用新型的通过利用太阳能加热核电站给水，在不借助外部能源的前提下，降低核电站二回路热力系统对抽汽的使用，尤其在夏季提高主蒸汽做功品质，最终提高电站发电功率，同时太阳能在核电站的应用为后续优化核电安全运行提供了新的方式。
附图说明
19.图1为本实用新型二回路热力系统整体布局示意图（集热换热装置设于低压回热系统出口）；
20.图2为本实用新型二回路热力系统整体布局示意图（集热换热装置设于高压回热系统出口）；
21.其中：100、凝汽器；200、蒸发器；300、换热管道；40、除氧器；50、线性菲涅尔反射聚光系统；51、集热换热装置；g1、低压缸；g2、高压缸；j1、1号低压加热器；j2、2号低压加热器；j3、3号低压加热器；j4、4号低压加热器；j6、6号高压加热器；j7、7号高压加热器；d1、旁通管道；d2、加热管道；f1、第一切换阀；f2、第二切换阀。
具体实施方式
22.下面结合附图和具体的实施例对本实用新型做进一步详细的说明。
23.如图1、图2所示，一种核电站二回路热力系统，二回路热力系统包括连接在凝汽器100与蒸发器200之间的换热管道300、对换热管道300中的凝结水进行加热的低压回热系统、高压回热系统、除氧器40，低压回热系统包括低压缸g1、设于换热管道300上的1号低压加热器j1、2号低压加热器j2、3号低压加热器j3、4号低压加热器j4，高压回热系统包括高压缸g2、设于换热管道300上的6号高压加热器j6、7号高压加热器j7，二回路热力系统还包括加热系统，加热系统包括热量发生装置、使热量发生装置产生的热量加热换热管道300内凝结水的集热换热装置51。
24.热量发生装置为太阳能光热装置。太阳能光热装置包括线性菲涅尔反射聚光系统50。利用太阳能光热技术的独特特点，将线性菲涅尔反射聚光系统50的反射镜群安装于核电站厂区或者汽轮机机房房顶，将太阳能光热装置聚集的能量，通过集热换热装置51直接加热核电站二回路热力系统给水，提升给水温度，从而排挤汽轮机回热系统抽汽，被排挤的抽汽返回汽轮机继续做功，从而提升核电站的热效率和经济性。
25.为了提高聚光集热效率，反射聚光镜面设计为具有聚光特性的二次曲目面型，光
学聚光效率≥90%。集热换热装置51的表面涂层为太阳能选择性吸收涂层的改进，能耐300℃的高温，在太阳能光谱范围内的吸收率超过96%。
26.此外，本实用新型采用单轴自动跟踪系统，使线性菲涅尔反射聚光系统50在不同的季节，不同的日照时间都能够最大效率的采集太阳辐射能量，控制方式可选预设过程控制或光电传感控制。预设过程控制就是按照太阳运行规律计算反射镜的位置和角度，通过机械机构运动来控制镜轴的转动。光电传感控制就是光电传感器即时采集、测量太阳光方向，经电路处理后控制机械机构运动。光电传感控制方式的缺点是在多云或阴雨天气中找不到太阳的正确位置，需要人工干预调整。
27.集热换热装置51可以设于1号低压加热器j1、2号低压加热器j2、3号低压加热器j3、4号低压加热器j4、6号高压加热器j6、7号高压加热器j7中任一者的下游，集热换热装置51越是靠近换热管道300的出口则其加热的效率就越高；本例中，因现有的二回路回热系统现场空间的限制，在不对现场进行大幅改造的基础上，集热换热装置51优选设于4号低压加热器j4的下游，或者7号高压加热器j7的下游。
28.如果加热系统加热二回路回热系统的最终给水温度（7号高压加热器j7的下游），此时收益最高，低压加热器、除氧器40和高压加热器抽汽量将减少，或者完全不使用低压加热器、除氧器40和高压加热器进行加热，也就避免了抽汽的使用。如果加热系统在加热低压加热器出口（4号低压加热器j4的下游（除氧器40上游）凝结水，则除氧器40和高压加热器抽汽量将减少，排挤回热系统抽汽返回汽轮机继续做功，机组功率和热效率得到提高，此种方式下综合效率比加热高压加热器出口温度方式低，但易于实现自动控制，不会造成最终给水温度超差而带来安全隐患。
29.加热系统还包括两端部分别与换热管道300连通的加热管道d2,集热换热装置51设于加热管道d2上。此外，加热系统还包括两端部分别与换热管道300连通的旁通管道d1，旁通管道d1与加热管道d2并联设置。旁通管道d1上设置有第一切换阀f1；加热管道d2上设置有两个第二切换阀f2，两个第二切换阀f2分别位于集热换热装置51的上游和下游。
30.本实用新型核电站二回路热力系统使用时的一些情况如下：当线性菲涅尔反射聚光系统50能够接收太阳辐射能量时（例如白天），第一切换阀f1关闭，第二切换阀f2打开，或者，第一切换阀f1和第二切换阀f2均打开；当线性菲涅尔反射聚光系统50不能够接收太阳辐射能量时（例如晚上），第一切换阀f1打开，第二切换阀f2关闭。
31.我国常用的核电站m310机组最终给水温度控制偏差为226℃
±
2.5℃，需通过旁通管道d1与加热管道d2的切换使用，在太阳辐射能量变化情况下，始终控制最大偏差不超过2.5℃，从而保证核电站关键设备运行安全。
32.旁通管道d1用以分流集热换热装置51换热凝结水的流量，也控制换热管道300出水温度，通过冷热水的混合，防止经过集热换热装置51换热后从加热管道d2排出的给水汽化。此外核电站最终给水温度距离设计值最大不超过2.5℃，根据热平衡计算，加热热系统热功率最大不超过17mw。按照核电领域的保守理念，设计10%的安全裕量，故加热系统设计热功率最大不超过15mw；加热系统的热功率也要根据加热器出口的凝结水温度和压力情况进行实际确定，防止凝结水汽化，引发设备损坏。
33.综上所述，本实用新型通过利用太阳能加热核电站给水，在不借助外部能源的前提下，降低核电站二回路热力系统对抽汽的使用，尤其在夏季提高主蒸汽做功品质，最终提
高电站发电功率，同时太阳能在核电站的应用为后续优化核电安全运行提供了新的方式。
34.上述实施例只为说明本实用新型的技术构思及特点，其目的在于让熟悉此项技术的人士能够了解本实用新型的内容并据以实施，并不能以此限制本实用新型的保护范围，凡根据本实用新型精神实质所作的等效变化或修饰，都应涵盖在本实用新型的保护范围之内。