CN106229021B

CN106229021B - 防止核电站主蒸汽管道超压的控制系统和控制方法

Info

Publication number: CN106229021B
Application number: CN201610600205.2A
Authority: CN
Inventors: 苏鸿; 姜成仁; 范逸致; 丁佳鹏; 刘星; 陈齐平; 罗重奎; 彭磊
Original assignee: China General Nuclear Power Corp; China Nuclear Power Engineering Co Ltd
Current assignee: China General Nuclear Power Corp; China Nuclear Power Engineering Co Ltd
Priority date: 2016-07-27
Filing date: 2016-07-27
Publication date: 2017-12-12
Anticipated expiration: 2036-07-27
Also published as: CN106229021A

Abstract

本发明公开了一种防止核电站主蒸汽管道超压的控制系统和控制方法，属于核安全技术领域。所述系统包括：凝汽器，反应堆，汽轮机，安装在主蒸汽管道与凝汽器相连接的管道上的旁路阀，与凝汽器相连接并用于测量凝汽器压力数值的检测单元，以及与所述检测单元通讯连接并用于根据所述凝汽器压力数值向反应堆发出核岛跳堆信号及向所述旁路阀发出阀门开启或者关闭信号的控制器；本发明通过引入“凝汽器故障”信号，参与汽轮机及反应堆的控制保护，启动旁路排放阀门，达到提前干预机组状态的目的，保证跳堆后的主蒸汽排放时间，有效防止主蒸汽管道超压。

Description

防止核电站主蒸汽管道超压的控制系统和控制方法

技术领域

本发明涉及核安全技术领域，尤其涉及一种用于核电站主蒸汽管道防超压控制保护，更具体地说，提供了一种防止核电站主蒸汽管道超压的控制系统和控制方法。

背景技术

根据CRP1000压水堆核电站技术特点，核岛跳堆后反应堆部分余热需要通过蒸汽发生器转变为蒸汽带出，以保证反应堆安全停堆。

由于核岛跳堆时汽轮机已经跳机，蒸汽发生器产生的大量蒸汽无法进入汽轮机，只能通过汽轮机旁路排放系统排放至凝汽器；凝汽器作为核电厂二回路内的最终热井，接收二回路内所有热力设备的应急排放，同时凝汽器设备本身设有“凝汽器不可用”的压力限值，过多的蒸汽排入凝汽器将导致凝汽器压力的升高并触发“凝汽器不可用”压力限值，汽轮机旁路排放系统关闭，如若汽轮机旁路排放系统已经关闭而蒸汽发生器产生的蒸汽未能完全排除，将导致主蒸汽管道超压。

根据核电站事故规程，主蒸汽管道超压属于Ⅲ类工况事件，所以需要杜绝和严格控制这种现象的出现。因此需要设置一个控制系统，引入控制条件，确保反应堆跳堆后产生的蒸汽能顺利排入凝汽器而不会导致主蒸汽管道超压。

发明内容

本发明针对现有技术中存在的蒸汽发生器产生的蒸汽不能及时完全排除、导致主蒸汽管道超压的问题，提供了一种可有效防止核电站主蒸汽管道超压的控制系统和控制方法。

本发明就上述技术问题而提出的技术方案如下：

一方面，提供了防止核电站主蒸汽管道超压的控制系统，所述系统包括：用于接收核电厂二回路内蒸汽的凝汽器，与所述凝汽器连接的反应堆，和安装在主蒸汽管道与所述凝汽器相连接的管道上的旁路阀，以及汽轮机，其中所述系统还包括：

凝汽器压力检测单元，安装在所述凝汽器上，用于获取所述凝汽器实际压力信号；

控制器，分别与所述检测单元、汽轮机，反应堆和旁路阀电连接，用于根据所述凝汽器实际压力信号判断所述压力信号是否满足第一预设条件和第二预设条件，当所述凝汽器压力满足所述第一预设条件和第二预设条件时，向所述反应堆发出核岛跳堆信号及向所述旁路阀发出阀门开启或者关闭信号。

本发明上述的系统中，所述控制器包括：

存储模块：用于预先设置和存储所述第一预设条件和所述第二预设条件，其中所述第一预设条件到第二预设条件的时间须大于一预设时间；

比较模块：用于判断所述凝汽器的实际压力信号是否大于所述第一预设条件；还用于判断所述凝汽器的实际压力信号是否继续升高并大于所述第二预设条件；

控制模块：用于根据上述判断条件判断满足第一预设条件时，发出核岛跳堆信号及阀门开启信号；还用于判断满足第二预设条件时，发出阀门关闭信号；

所述旁路阀，用于根据所述控制模块发出的核岛跳堆信号及阀门开启信号来开启阀门，以排出所述主蒸汽管道中的蒸汽进行降压；所述旁路阀还用于根据所述控制模块发出的阀门关闭信号，闭锁所述汽轮机旁路排放。

本发明上述的系统中，所述第一预设条件为凝汽器故障压力信号值，所述凝汽器故障压力值是通过计算得到的凝汽器压力变化曲线确认得到，所述凝汽器压力变化曲线是压力和时间正相关的变化曲线；所述第二预设条件为凝汽器不可用压力信号值，所述凝汽器不可用压力信号值为根据所述凝汽器及汽轮机设备固有特性确定的一压力点。

本发明上述的系统中，确认所述故障压力信号值的具体过程包括：

确定所述凝汽器不可用压力信号值在所述凝汽器压力变化曲线上对应时间上的坐标值为T1；

以该时间T1在时间坐标轴上为最大时间，从所述故障压力信号值达到所述不可用压力点的时间须大于所述预设时间T；

根据公式(A)计算T2时间：

T2＝T1-T (A)

根据计算所得时间T2以及通过该时间T2利用反推法在所述凝汽器压力变化曲线上得到一压力点值，所述压力点值为所述故障压力信号值。

本发明上述的系统中，所述预设时间为旁路排放时间。。

本发明上述的系统中，所述凝汽器压力变化曲线根据所述凝汽器的瞬态热力计算得到；所述凝汽器瞬态热力计算通过计算某一i时刻凝汽器管束有效换热长度、换热量、排入凝汽器的蒸汽量，计算蒸汽经换热管束冷凝后的蒸汽量变化，根据凝汽器的汽侧体积，计算对i时刻凝汽器汽侧密度的影响，得出下一时刻(i+1)凝汽器汽侧压力，获得所述凝汽器压力变化曲线。

另一方面，提供了一种防止核电站主蒸汽管道超压的控制方法，所述方法包括：

S100、获取所述凝汽器内实际压力信号；

S200、判断所述压力信号是否满足第一预设条件和第二预设条件；

S300、当所述凝汽器压力满足所述第一预设条件时，向所述反应堆发出核岛跳堆信号及向所述旁路阀发出阀门开启信号，

S400、当所述凝汽器的瞬态压力继续升高并大于第二预设条件时，向所述旁路阀发出阀门关闭信号。

本发明上述的方法中，在步骤S100之前还包括如下步骤：

S010、预先设置和存储所述第一预设条件、所述第二预设条件；

所述第一预设条件为凝汽器故障压力信号值，所述凝汽器故障压力值通过计算得到的凝汽器压力变化曲线确认；

所述第二预设条件为凝汽器不可用压力信号值，所述凝汽器不可用压力信号值为根据所述凝汽器及汽轮机设备固有特性确定一压力点；

所述故障压力信号值的确认通过在所述凝汽器压力变化曲线选择一凝汽器压力点，其达到压力变化曲线上不可用压力点的时间须大于一个预设时间，该预设时间为旁路排放时间。

本发明上述的方法中，在步骤S300和所述步骤S400之后还包括如下步骤：

S301、根据核岛跳堆信号及阀门开启信号开启阀门，以排出主蒸汽管道中的蒸汽进行降压；

S401、根据所述控制模块发出的阀门关闭信号，闭锁所述汽轮机旁路排放。

本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：

通过在系统中新增凝汽器压力检测单元，并根据引入新的控制条件，判断实际检测的凝汽器压力值是否满足不同的预设条件，如果获取的实际检测压力满足第一预设条件时，判断到达故障压力点，控制向所述反应堆发出核岛跳堆信号及控制旁路阀打开卸压，如果判断实际检测的凝汽器压力继续升高到不可用压力信号时控制旁路阀闭合，闭锁汽轮机的旁路排放。本发明通过引入“凝汽器故障”信号，参与汽轮机及反应堆的控制保护，启动旁路排放阀门，达到提前干预机组状态的目的，保证跳堆后的主蒸汽排放时间，有效降低和防止了主蒸汽管道超压现象的发生，使系统可以正常运行，保证了反应堆安全停堆。

附图说明

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1是本发明实施例一的控制系统结构示意图；

图2是本发明实施例一控制器结构示意图；

图3是本发明实施例一换热管束中循环水流速、流量随时间的变化曲线图；

图4是本发明实施例一初始时刻循环水温度沿管束长度方向的分布图；

图5是本发明凝汽器瞬态压力和时间的变化曲线示意图。

图6是本发明实施例二控制方法流程图。

具体实施方式

为了解决现有技术中所存在的主蒸汽管道超压不可控所造成的事故发生，本发明旨在提供一种可有效控制其超压的控制系统和控制方法，其核心思想是：提供了一种防止核电厂主蒸汽管道超压的控制系统，主要以凝汽器为研究对象，利用传热学热交换原理、表面式凝汽器设计相关规范为理论设计工具，通过后台计算机计算得到凝汽器瞬态压力和时间的变化曲线；通过对该曲线进行分析，确定引入新的控制条件，在核电厂主蒸汽管道工作时，通过安装在凝汽器上的凝汽器压力检测单元实时检测凝汽器内的瞬态压力信号，并通过控制器接收所检测的压力信号并判断凝汽器内部的瞬态压力是否满足所引入的控制条件，并根据不同的控制条件发出核岛跳堆信号及阀门开启信号以排出所述主蒸汽管道中的蒸汽进行降压、或发出阀门关闭信号，闭锁汽轮机的旁路排放。

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。

实施例一：

本发明实施例提供了一种防止核电站主蒸汽管道超压的控制系统，参见图1，该系统包括：

凝汽器100，凝汽器100与旁路阀300所在管道连接，凝汽器100用于冷凝旁路阀排放的高温蒸汽；

旁路阀300，其安装在主蒸汽管道与凝汽器100相连接的管道上；

凝汽器压力检测单元400，安装在凝汽器100上，用于获取凝汽器100内的实际压力信号；凝汽器压力检测单元选用压力传感器，该压力传感器可选用型号为：ROSEMOUNT3051。

控制器600，分别与凝汽器压力检测单元100、汽轮机400，反应堆200和旁路阀300电连接，控制器600用于根据所检测到的凝汽器实际压力信号判断该检测的压力信号是否满足第一预设条件：当所述凝汽器压力满足预先设置的第一预设条件时，控制器600向反应堆200发出核岛跳堆信号及向旁路阀300发出阀门开启信号，旁路阀300被打开。当所述凝汽器内部压力继续上升达到第二预设条件时，控制器600向旁路阀300发出阀门关闭信号，旁路阀300被关闭，同时闭锁汽轮机400的旁路排放。

具体地，参见图2所示，控制器600包括：存储模块601，比较模块602和控制模块603，其中：

存储模块601用于预先设置和存储第一预设条件和第二预设条件，其中第一预设条件到第二预设条件的时间须大于一预设时间T；

比较模块602：用于根据所检测的实际压力信号与预先设置的第一预设条件进行比较，当判断凝汽器的实际压力信号大于或等于第一预设条件时，将判断结果发至控制模块603；比较模块602还用于判断所接收的压力信号是否继续升高并大于第二预设条件，如果大于第二预设条件、将该判断结果发至控制模块603；

控制模块603，用于根据所接收的不同判断结果，发出核岛跳堆信号及阀门开启信号，或者发出阀门关闭信号至旁路阀300。

在本实施例中，第一预设条件为凝汽器故障压力信号值，该凝汽器故障压力值是通过计算得到的凝汽器压力变化曲线确认得到，凝汽器压力变化曲线是压力和时间正相关的变化曲线，该变化曲线通过研究核电站凝汽器运行特点，有针对性的获取循环水流动特性、低压缸排汽流量、GCT-c主蒸汽旁排、GCT-c阀门动作等情况，作为输入条件；最后通过编制瞬态计算软件，计算得到凝汽器内部压力、温度、换热量等热力参数随时间变化的曲线，通过后台计算机计算得到凝汽器瞬态压力和时间的变化曲线；通过对该曲线进行分析，确定引入新的控制条件，做出逻辑控制，形成一种防止核电厂主蒸汽管道超压的控制系统。故障压力信号值的确认是在上述计算得到的凝汽器压力变化曲线上反推后所得到的一个凝汽器压力点，其达到压力变化曲线上不可用压力点(即第二预设条件)的时间须大于一个预设时间T，该预设时间为旁路排放时间。

当一回路凝汽器压力检测单元检测的压力信号到达第一预设条件时，可以判定压力超压，凝汽器故障信号触发，送入核岛保护跳堆，如果检测凝汽器内的压力在继续升高到达凝汽器不可用条件时(即第二预设条件)，说明需要关闭旁路阀、闭锁主蒸汽的旁路排放。

在本实施例中，凝汽器不可用条件为第二预设条件，凝汽器不可用条件为设备厂家根据凝汽器及汽轮机设备固有特性确定的一个压力点，当凝汽器内压力达到此设计值时，会产生凝汽器不可用信号，进而关闭所有进入凝汽器的排汽管道。根据要求，核岛跳堆后需满足主蒸汽旁路排放时间为一预设时间，本发明设计为10s，因此在任何条件下，凝汽器压力达到不可用设定值前应确保有10s的旁路排放时间。

具体地，凝汽器压力变化曲线凝汽器压力变化可通过凝汽器瞬态热力计算得到，凝汽器瞬态热力计算主要是通过计算某一i时刻凝汽器管束有效换热长度、换热量、排入凝汽器的蒸汽量，推导蒸汽经换热管束冷凝后的蒸汽量变化，根据凝汽器的汽侧体积，计算对i时刻凝汽器汽侧密度的影响，得出下一时刻(i+1)凝汽器汽侧压力。其具体过程包括：

(1)、初始条件设定

凝汽器稳态换热设计、结构设计等部分数据可作为瞬态换热的计算输入：换热管束额定换热系数U_(0,j)，kw/(m²·℃)；循环水额定流量m₀，kg/s；循环水比热容c，kJ/(kg·℃)；循环水额定流速v₀，m/s；凝汽器蒸汽空间容积V_s，m³；换热管束长度L₀，m；换热面积S，m²等。电站水工报告中提供了循环水泵停泵后瞬态流量的变化，可推导出凝汽器换热管束中循环水流速v(t)、流量m(t)随时间t的变化(参见图3)。

循环水沿换热管束长度方向的初始温度分布呈指数变化。

公式(1)中，

T_w,(0,j)为初始时刻沿凝汽器管束长度方向循环水的温度分布，℃；

T_sat,0为初始时刻凝汽器汽侧温度，℃；

T_w,(0,0)为初始时刻循环水在管束入口处的温度，℃。

将凝汽器管束分成若干等分段，s为各等分段换热面积，m²；j为沿凝汽器管束长度方向距循环水入口的分段数。

根据公式(1)可求出瞬态计算初始时刻循环水温度沿管束长度方向的分布，见图4所示。

(2)有效换热长度

i时刻凝汽器管束有效换热长度的计算

根据管束中循环水流速随时间的变化规律(图3)，将管束有效换热长度L_i随t的变化分以下4种情况：

①流速v(t)>0时，整个管束全部参与换热，L_i＝L₀；

②流速v(t)<0(第一次流动方向为负)时，换热管束部分参与换热，S逐渐减小，有效换热长度为：

式中，t₁为流速方向由正转负且流速为0的时刻。此后循环水在冷却管束中反向流动，循环水换热面积逐渐减小；当循坏水流速再次为0时，管束有效换热面积最小；

③当循环水流动方向向正向变化后，L_i逐渐增大并恢复初始换热长度L₀；

④流速v(t)<0(第二次流动方向为负)时，计算L_i同第②种情况，在流速方向第二次由正转负且流速为0的时刻以后，凝汽器换热管束中的有效换热面积逐渐减小，循环水最后从凝汽器管束入口完全流出换热管束。

i时刻凝汽器管束换热量的计算

将凝汽器管束分段进行热力计算，各分段管束长度很小，i时刻各分段管束的对数平均温差可简化为各分段管束的循环水入口处温差：

ΔT_(i,j)≈T_sat,i-T_w,(i,j) (3)

公式(3)中，

ΔT_(i,j)为i时刻第j段管束中循环水与凝汽器汽侧对数平均温差，℃；

T_sat,i为i时刻凝汽器汽侧温度，℃；

T_w,(i,j)为i时刻第j段管束中循环水入口温度，℃；

各分段管束换热面积相等S＝S_(i,j)＝L_i×A,A为换热管的截面积。

凝汽器整段管束的瞬态换热量Q_i为：

式中，U_(i,j)为i时刻各段小管束的换热系数，单位kW/(m²·℃)，可根据美国传热工程学会的表面式凝汽器传热设计标准进行计算：

U_(i,j)＝K_o,i·F_t,i·F_m·F_c (5)

式中，K_o,i为以换热管外径和管内流速确定的基本总传热系数，K_o,i＝f(v_w,i,D)，循环水在管束中的流速v_w,i>0.9m/s时，K_o,i可根据美国传热工程学会的表面式凝汽器传热设计标准查表获取；v_w,i<0.9m/s时，K_o,i可利用经验公式求取；F_t,i为i时刻循环水水温修正系数，F_t,i＝f(T_w,(i,1))，其中T_w,(i,1)为i时刻换热管束循环水入口温度；F_m为换热管材料与壁厚的修正系数；F_c为清洁系数。综上，根据i时刻凝汽器各分段换热管束的ΔT_(i,j)、L_i、U_(i,j)，可计算i时刻凝汽器整段换热管束的Q_i。

凝汽器汽侧密度在i时刻的变化量计算

根据核岛、常规岛工作状态的不同，排入凝汽器汽侧空间的蒸汽分以下两种情况计算。

①汽轮机跳机前：凝汽器接收的蒸汽主要是额定流量的汽轮机低压缸排汽m_tu(汽轮机排汽焓H_tu)和轴封蒸汽m_gl(轴封蒸汽焓H_gl)，Δt时间内排入凝汽器的蒸汽通过冷却管束换热凝结后(瞬态换热量为Q_i)，剩余的蒸汽将导致凝汽器蒸汽总量的增加(m_in,i，负值时表示凝汽器蒸汽总量的减少)。Δt时间内凝汽器汽侧蒸汽量的变化m_in,i为：

②汽轮机跳机后，排入凝汽器的蒸汽量由旁路系统蒸汽、轴封蒸汽组成，旁路系统蒸汽排放流量m_by,i是时间t、凝汽器汽侧瞬态压力p_i的函数：

m_by,i＝f(t,p_i) (7)

汽轮机跳机后，汽轮机主汽门和再热汽门迅速关闭(0.5s以内)，汽轮机旁路排放系统根据一回路温度整定值与实际温度的偏差、汽轮机功率整定值与实际功率的偏差快速开启旁路排放阀，汽轮机满功率跳机将使3组排凝汽器的阀门(GCT BANK1、2、3)同时快速打开；如果凝汽器压力继续升高并达到反应堆跳堆的设定值(或同时触发跳机、跳堆信号)，BANK3阀门将被闭锁关闭，旁路蒸汽将通过BANK1、2阀门继续向凝汽器中排入蒸汽。根据汽轮机旁路排放阀、汽轮机主汽门和再热汽门开启及关闭的时间尺度，瞬态分析时需要考虑汽轮机旁路排放阀开启和关闭时的瞬态流量，可忽略汽轮机主汽门、再热汽门关闭时对汽轮机低压缸排汽量的瞬态影响。Δt时间内m_in,i为：

上式中，H_by为旁路系统排放蒸气焓值，kj/kg；H_sat,i为凝汽器汽侧蒸气焓值，kj/kg。通过凝汽器汽侧空间的蒸汽量变化m_in,i、汽侧体积V_s计算出i时刻汽侧密度变化量ρ_in,i：

ρ_in,i＝m_in,i/V_s (9)

i+1时刻凝汽器汽侧压力的确定

根据i时刻蒸汽比容v_s,i及密度变化ρ_in,i，可利用下式求出i+1时刻凝汽器汽侧空间蒸汽比容v_s,i+1及p_i+1：

p_i+1＝f(v_s,i+1) (11)

其中v_s,i+1与p_i+1对应关系可通过查水蒸汽参数表获取(国际水温水标，查询密度对应饱和压力部分)。

利用上述计算方法通过迭代可计算出瞬态工况下L_i、Q_i、p_i等参数随时间的变化。

根据上述步骤计算得到如图5所示的压力随时间变化的曲线，本发明根据上述参数所计算得到的压力随时间变化的曲线不是本发明需要特别强调的部分；本发明关键点部分是：根据后台计算结果得到凝汽器压力与时间理论上变化曲线，本发明是利用计算得到的凝汽器压力和时间正相关的曲线图，根据凝汽器固有特性确定一压力点，比如图5中对应的一压力点Pa1，从该曲线图上对应已知的压力点Pa1，该压力点对应在凝汽器压力和时间曲线图上的时间点为T1，本实施例对应的时间为35秒，此时的时间T1为凝汽器的不可用压力的最大时间值，然后在理论曲线上倒推一预设时间T(本实施例设定为大于10秒),也就是说从“故障压力信号值Pa2”达到“不可用压力点Pa1”的时间须大于该预设时间T(10秒)，根据如下公式计算T2：

T2＝T1-T (A)

根据计算所得时间T2以及通过该时间T2利用反推法在所述凝汽器压力变化曲线上得到一压力点值，该压力点值为本发明的第一预设条件(故障压力信号值即Pa2)，该信号值就是本发明所引入的一个控制条件，即凝汽器内部压力的提前干预值，该提前干预值的引入解决了现有技术中可能发生的过多的蒸汽排入凝汽器将导致凝汽器压力升高、汽轮机旁路排放系统关闭所导致的主蒸汽管道超压的现象发生，确定引入该新的控制条件，做出逻辑控制，形成一种新的防止核电厂主蒸汽管道超压的控制系统。

本实施例中，一具体实例描述如下：根据图5的设计结果，“凝汽器不可用”压力信号设定值为50kPa.a，由设备厂提供。根据核岛提供资料，蒸汽发生器产生的蒸汽排放时间保证在10秒即可满足主蒸汽管道不超压，根据图5所示，选取凝汽器压力达到50kPa.a值前10秒处的凝汽器压力定值26kPa.a作为提前干预值，该干预值定义为“凝汽器故障”信号，当凝汽器压力值达到26kPa.a，凝汽器故障信号触发，送入核岛保护跳堆并开启旁路排放。本发明可适用于不同项目，不同项目可根据其压力变化曲线进行分别设置。本发明的控制系统根据不同的预设条件，对核电站主蒸汽管道超压进行不同的控制。

实施例二：

本发明实施例提供了一种防止核电站主蒸汽管道超压的控制方法，参见图6，该方法包括：

步骤S100、通过安装在凝汽器100上的凝汽器压力检测单元500获取凝汽器100内实际压力信号；

步骤S200、控制器判断所检测的实际压力信号是否满足第一预设条件和第二预设条件；其中图中的第一预设条件为凝汽器压力定值大于等于26kPa.a作为提前干预值，该干预值定义为凝汽器故障信号，当凝汽器压力值达到26kPa.a，凝汽器故障信号触发，送入核岛保护跳堆并开启旁路排放；第二预设条件为凝汽器不可用压力信号，其设定值大于等于50kPa.a，由设备厂提供。

步骤S300、当控制器判断凝汽器100的压力满足上述第一预设条件时，向反应堆200发出核岛跳堆信号及向旁路阀300发出阀门开启信号；

步骤S400、当控制器判断凝汽器100的瞬态压力继续升高并大于第二预设条件时，向旁路阀300发出阀门关闭信号。

具体地，在步骤S100之前，控制器600内的存储器601根据后台所计算的压力和时间曲线图计算得到第一预设条件和第二预设条件，并将两个预设条件同时存储在存储模块601中，这样可在检测到凝汽器内的实际压力时，方便地调取出不同的预设值进行比较。

其中，第一预设条件为凝汽器故障压力信号值，凝汽器故障压力值通过计算得到的凝汽器压力变化曲线来确认，故障压力信号值的确认通过在凝汽器压力变化曲线选择一凝汽器压力点，其达到压力变化曲线上不可用压力点的时间须大于一个预设时间，该预设时间为旁路排放时间。详细的确认过程在实施例一上已经做了描述，此处省略。

第二预设条件为凝汽器不可用压力信号值，凝汽器不可用压力信号值为根据凝汽器及汽轮机设备固有特性确定一压力点。

在步骤S300和所述步骤S400之后还包括如下步骤：

在本实施例其中一具体实例中，第一预设条件为凝汽器故障压力信号值，该凝汽器故障压力值可以为大于或等于26kPa.a，第二预设条件为凝汽器不可用压力信号值，该凝汽器不可用压力信号值为根据凝汽器及汽轮机设备固有特性确定的一压力点，该压力点为大于等于50kPa.a，当凝汽器故障压力值大于26kPa.a和到达凝汽器不可用压力值大于50kPa.a的时间为10秒时，凝汽器故障信号触发。本实施例中故障压力信号值(26kPa.a)的确认通过在凝汽器压力变化曲线选择一凝汽器固有的压力点(50kPa.a)，其达到压力变化曲线上不可用压力点的时间须大于一个预设时间10秒，该10秒的时间为旁路排放时间。

上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。

需要说明的是：上述实施例提供的防止核电站主蒸汽管道超压的控制系统在实现防止核电站主蒸汽管道超压的控制方法时，仅以上述各功能模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能模块完成，即将设备的内部结构划分成不同的功能模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。

本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分步骤可以通过硬件来完成，也可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。

综上所述，本发明使用一种防止核电厂主蒸汽管道超压的控制系统，有效地避免了反应堆跳堆后可能出现的主蒸汽管道超压现象，该控制系统和使用该控制系统的方法通过提前预设一个凝汽器压力设定值，送入汽轮机跳机及反应堆跳堆，并启动旁路排放系统阀门，保证反应堆跳堆后主蒸汽向凝汽器的排放时间，经过多年运行经验反馈，本发明有效地避免了导致主蒸汽管道超压现象的发生。

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。

Claims

1.一种防止核电站主蒸汽管道超压的控制系统，所述系统包括：用于接收核电厂二回路内蒸汽的凝汽器，与所述凝汽器连接的反应堆，和安装在主蒸汽管道与所述凝汽器相连接的管道上的旁路阀，以及汽轮机，其特征在于，所述系统还包括：

控制器，分别与所述检测单元、汽轮机，反应堆和旁路阀电连接，用于根据所述凝汽器实际压力信号判断所述压力信号是否满足第一预设条件和第二预设条件，当所述凝汽器压力满足所述第一预设条件时，向所述反应堆发出核岛跳堆信号及向所述旁路阀发出阀门开启信号，当所述凝汽器的瞬态压力继续升高并大于第二预设条件时，向所述旁路阀发出阀门关闭信号。

2.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述控制器包括：

所述旁路阀，用于根据所述控制模块发出的核岛跳堆信号及阀门开启信号来开启阀门，以排出所述主蒸汽管道中的蒸汽进行降压；

所述旁路阀还用于根据所述控制模块发出的阀门关闭信号，闭锁所述汽轮机旁路排放。

3.根据权利要求2所述的系统，其特征在于，所述第一预设条件为凝汽器故障压力信号值，所述凝汽器故障压力值是通过计算得到的凝汽器压力变化曲线确认得到，所述凝汽器压力变化曲线是压力和时间正相关的变化曲线；

所述第二预设条件为凝汽器不可用压力信号值，所述凝汽器不可用压力信号值为根据所述凝汽器及汽轮机设备固有特性确定的一压力点。

4.根据权利要求3所述的系统，其特征在于：确认所述故障压力信号值的具体过程包括：

根据公式(A)计算T2时间：

T2＝T1-T (A)

5.根据权利要求4所述的系统，其特征在于：所述预设时间为旁路排放时间。

6.根据权利要求5所述的系统，其特征在于，所述预设时间大于10秒。

7.根据权利要求3-6任一所述的系统，其特征在于，所述凝汽器故障压力值为26kPa.a，凝汽器不可用压力值为50kPa.a，

所述控制单元用于判断当所述凝汽器故障压力值大于26kPa.a凝汽器故障信号触发，此时和到达凝汽器不可用压力值50kPa.a的时间大于10秒。

8.根据权利要求3所述的系统，其特征在于，所述凝汽器压力变化曲线根据所述凝汽器的瞬态热力计算得到；所述凝汽器瞬态热力计算通过计算某一i时刻凝汽器管束有效换热长度、换热量、排入凝汽器的蒸汽量，计算蒸汽经换热管束冷凝后的蒸汽量变化，根据凝汽器的汽侧体积，计算对i时刻凝汽器汽侧密度的影响，得出下一时刻(i+1)凝汽器汽侧压力，获得所述凝汽器压力变化曲线。

9.根据权利要求8所述的系统，其特征在于，检测的所述凝汽器实际压力值均对应所述凝汽器压力变化曲线上的压力点。

10.一种防止核电站主蒸汽管道超压的控制方法，其特征在于，所述方法包括：

S100、获取所述凝汽器内实际压力信号；

11.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，在步骤S100之前还包括如下步骤：

12.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，在步骤S300和所述步骤S400之后还包括如下步骤：

13.根据权利要求11所述的方法，其特征在于，确认所述故障压力信号值的具体过程包括：

根据公式(A)计算T2时间：

T2＝T1-T (A)

14.根据权利要求13所述的方法，其特征在于，所述凝汽器压力变化曲线根据所述凝汽器的瞬态热力计算得到；所述凝汽器瞬态热力计算通过计算某一i时刻凝汽器管束有效换热长度、换热量、排入凝汽器的蒸汽量，计算蒸汽经换热管束冷凝后的蒸汽量变化，根据凝汽器的汽侧体积，计算对i时刻凝汽器汽侧密度的影响，得出下一时刻(i+1)凝汽器汽侧压力，最终获得所述凝汽器压力变化曲线。