CN116045336B - 基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统及方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统，包括核岛系统、常规岛系统和热网首站系统，常规岛系统中设置水‑水换热器和喷雾冷却泵，水‑水换热器利用热网换热器产生的冷凝疏水加热来自凝汽器的凝结水，加热后的凝结水经过低压加热器加热进入除氧器，降温后的冷凝疏水进入凝汽器；喷雾冷却泵将部分降温后的冷凝疏水泵送到凝汽器水室内上部空间内雾化，实现对凝汽器中凝结水的降温；本发明通过设置的水‑水换热器和喷雾冷却泵，降低进入凝汽器的热回水温度后，采用喷雾冷却的方式对凝汽器进行冷却，可以有效控制凝汽器温升，并最大限度回收热回水焓，保证发电出力最大，消除冬季凝汽器过冷现象，提升机组热效率。

Description

基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统及方法
技术领域
本发明涉及核电厂供热技术领域，具体涉及一种基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统及方法。
背景技术
公开该背景技术部分的信息仅仅旨在增加对本发明的总体背景的理解，而不必然被视为承认或以任何形式暗示该信息构成已经成为本领域一般技术人员所公知的现有技术。
目前，核电厂主要是采用主蒸汽供热和汽轮机抽汽供热，现有的核电厂抽汽系统如图1所示，在核电厂正常运行情况下，核岛(反应堆、主泵、蒸发器)侧产生蒸汽，进入常规岛汽轮机做功，部分蒸汽从汽轮机中(高压缸排汽口)抽出，进入热网换热器，向热网侧放热后，蒸汽冷凝成热回水(60℃)，重力自流回到真空状态下的凝汽器，实现工质回收。
但是现有的这种抽汽供热系统缺少热回水余热回收和温度控制装置，在核电厂大规模核能供热后，存在很多弊端，主要表现在：(1)背压升高，机组出力下降，经济性差，大量温度较高的热回水会提升凝汽器热阱饱和水温，进而背压升高，机组出力下降，发电量减少。(2)电负荷波动，由于无法实现热回水的温度控制，核电厂热电联产运行受制于热网侧的工况。(3)无法利用冬季供热下的循环水裕量。大量的热回水靠重力自流进入凝汽器，无法和凝汽器中的钛管进行有效换热，无法充分利用循环水冷却能力。(4)热网侧信号反馈滞后，在大规模供热下，一般采用长输管道进行输热，管径较大，温度信号反馈慢。(5)运行不灵活。原系统靠重力自流，没有水泵，无法有效循环冲洗，系统启动净化时间长。
因此，如何实时控制热回水温度，保温合理汽轮机背压值，减少核电厂大规模供热工况的电负荷波动，维持机组高效运行，是现有的核电厂抽汽供热系统目前要解决的重要技术问题。
发明内容
针对现有技术存在的问题，本发明提供一种基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统及方法，能够实现对热回水温度的控制，保证合理汽轮机背压值。
本发明的技术方案如下：
在本发明的第一方面，提供了一种基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统，包括核岛系统、常规岛系统和热网首站系统，所述常规岛系统中设置水-水换热器和喷雾冷却泵，所述水-水换热器利用热网换热器产生的冷凝疏水加热来自凝汽器的凝结水，加热后的凝结水经过低压加热器加热进入除氧器，降温后的冷凝疏水进入凝汽器；所述喷雾冷却泵将部分降温后的冷凝疏水泵送到凝汽器水室内上部空间内雾化，实现对凝汽器中凝结水的降温。
在本发明的一些实施方式中，所述凝汽器内上部空间设置环形管网，所述喷雾冷却泵与环形管网相连，所述环形管网上开设小孔或安装喷嘴，实现雾化。
在本发明的一些实施方式中，所述环形管网布置成网状，布置在凝汽器内部钢结构的上方。
在本发明的一些实施方式中，所述常规岛系统中还设置再循环管路，所述再循环管路一端与喷雾冷却泵所在的管路相连，另一端与水-水换热器相连。
在本发明的一些实施方式中，所述水-水换热器与凝汽器相连的管道上设置排污阀。
在本发明的一些实施方式中，所述热网首站系统的管路上设置化学加药接口、氮气保养接口。
在本发明的一些实施方式中，所述常规岛系统内设置汽轮机，部分蒸汽从汽轮机中抽出进入热网换热器。
在本发明的一些实施方式中，所述核岛系统包括反应堆和蒸汽发生器，所述蒸汽发生器产生的蒸汽进入常规岛系统的汽轮机做功。
在本发明的一些实施方式中，所述除氧器经过主给水泵与高压加热器、蒸汽发生器依次相连。
在本发明的第二方面，提供了一种基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热方法，利用水-水换热器降低进入凝汽器的热回水温度；利用喷雾冷却泵将部分热回水经过凝汽器喷雾环管或喷嘴输送到凝汽器水室内上部空间雾化，形成喷雾状液滴与凝汽器下部空间的钛管强化换热，降低整个凝汽器热阱中的凝结水温度，实现控制凝汽器的背压。
本发明一个或多个技术方案具有以下有益效果：
(1)机组热运行经济性高。通过设置的水-水换热器和喷雾冷却泵，降低进入凝汽器的热回水温度后，对部分(占比小)热回水进行加压雾化，同时保留大部分(占比大)热回水直接重力逐级自流回到凝汽器，该种疏水分流方式，可以有效控制凝汽器温升，并最大限度回收热回水焓，保证发电出力最大，消除冬季凝汽器过冷现象，提升机组热效率。本发明可提升大规模供热下的机组发电出力30MW以上，一个供热期创造经济效益在单机组3500万以上，经济效益显著。
(2)热负荷响应能力提高。在热网侧发生较大工况变化情况下，核电厂汽轮机抽汽量、热回水温度会发生明显变化，其中，抽汽量可以通过核电厂抽汽控制阀快速调节，而热网回水温度受制于热网侧工况，不属于核电厂控制范围，如发生回水温度异常升高或降低情况下，则可以通过喷雾冷却泵和喷嘴，进行温度控制，降低凝汽器背压变化。尤其是在需要增加抽汽量，提升增加热网负荷时，抽汽量增加必将导致回水温度和流量相应增加，但有了热回水温度控制装置，则可以延缓凝汽器到整个二回路热力系统温度变化率，提升了热负荷响应能力，减少设备疲劳，延长寿命。
(3)调节方式简单。采用喷雾冷却泵作为动力源，流量小，能耗低，操作简单，正常运行时，操纵人员仅通过操作喷雾冷却泵出口调节阀就可以实现热回水喷雾，流量调节方法简单。
(4)供热工况投运时间短。热回水喷雾冷却泵提前启动小循环运行，实现系统充水净化，机组启动工作更连续有效，减少了供热系统投入时间，减少了排污水量、排污操作操作工作量。
(5)作为核电厂热电联产冷端优化的基础。由于对核电厂抽汽量(热电联产机组常规控制手段)和热回水温度进行了有效控制，则可以有效控制凝汽器水温，控制凝汽器端差，在此基础上，可以进一步开展冬季核电厂热电联查工况下的冷端运行优化。在大规模抽汽工况下通过将部分热回水喷雾冷却，凝汽器水温不会随着抽汽量的增大而增加，喷雾后的雾化水换热能力强，冷却效果高，可以在此基础上，开展抽-凝机组运行优化诊断，大幅度降低循环水流量，实现冷端优化节能。
(6)维护保养方便。供热期结束，通过采用喷雾冷却泵小流量运行，向热网换热、水-水换热器、疏水管、热回水管道添加化学药品，实现系统湿保养，减少停运期的设备腐蚀损失。
(7)本发明适用于所有类型压水堆核电厂大规模、抽汽、热电联查、启动及正常运行要求。
附图说明
图1为常规的核电厂抽汽供热系统图；
图2为本发明的基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统图。
图中：1、反应堆；2、蒸汽发生器；3、主泵；4、高压缸；5、抽汽控制阀；6、汽水分离器；7、低压缸；8、发电机；9、凝汽器；10、凝结水泵；11、低压加热器；12、除氧器；13、主给水泵；14、高压加热器；15、排污阀；16、热网换热器；17、热网循环供水泵；18、热网循环回水泵；19、二级换热器；20、水-水换热器；21、喷雾冷却泵；22、出水阀；23、喷嘴。
具体实施方式
下面结合附图来说明本发明。
现有的常规核电厂抽汽供热系统如图1所示，较原核电厂的核岛(反应堆1、主泵3)、常规岛(汽轮机、回热系统、凝汽器9)、发电机8，增加了抽汽回水，厂内换热器首站、市政换热器及其用户等，其中市政换热器及其用户属于市政热力采暖范畴，不属于核电厂。带有抽汽供热的核电厂，由于存在大流量抽汽，抽汽在厂内换热器首站放热后，变成带有一定温度的热回水，该部分热回水可以回收进核电厂原热力系统。核电厂一般抽汽参数低，导致热网供水温度低，为了提高经济性实现长距离传输，采用大温差传热，回水温度在38℃-60℃，大流量回水在经过热网换热器16后，通过回流进凝汽器9或低压加热器11两种方式实现回收，综合比较，回凝汽器9的方式较回低压加热器11的方式，对系统影响小，不影响供热期结束后在纯凝模式下运行,这主要是因为,如通过低压加热器11回收大流量热回水,加热器体积要增加,但低压加热器11布置在凝汽器9喉部,空间受限。而凝汽器9体积巨大，可以回收大流量热回水。因此，对大流量、大规模抽汽供热，一般选择热回水至凝汽器9的回收方式。
由于核电厂通过首站向市政热网换热，引入了核电厂-抽汽-首站换热-长输管道-热网的相关启动、正常运行、负荷变动、事故及瞬态工况等，具体运行工况包括：调峰热源切换、日负荷负荷调节(昼夜温差)、循环水泵流量调节、跳闸瞬态、加热器隔离、热网子站或二级站快速切除、变热负荷模型负荷调节(骤冷、雨雪、大风引起的热负荷变化)、水锤、爆管、破口事故、储热(水箱、电锅炉)。
在上述工况下，核电厂应具备与供热运行匹配在控制方式及装置。根据图1，采用抽汽供热，换热首站与原核电厂的边界有两个：一是蒸汽，二是热回水，其中蒸汽可以根据热负荷调度需求，完全有核电厂实现抽汽控制，但是对热回水，却受制于热网的实际运行条件，无法有效控制。当较高温度的热回水进入凝汽器后，汽轮机背压(凝汽器饱和水温度对应的饱和压力)升高，机组发电出力下降。因此原纯凝核电机组实现大规模供热后，对大流量热回水，需配置相应的冷却系统，无论热网工况如何变化，能实时控制热回水温度，保证合理汽轮机背压值，减少核电厂大规模供热工况的电负荷波动，维持机组高效运行。
实施例1
基于上述问题，本发明提出了一种基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统，如图2所示，包括核岛系统、常规岛系统和热网首站系统，与现有的核电厂抽汽供热系统相比，本发明在常规岛系统中设置水-水换热器20和喷雾冷却泵21，所述水-水换热器20利用热网换热器16产生的冷凝疏水加热来自凝汽器9的凝结水，加热后的凝结水经过低压加热器11加热进入除氧器12，降温后的冷凝疏水进入凝汽器9；所述喷雾冷却泵21将部分降温后的冷凝疏水泵送到凝汽器9水室内上部空间内雾化，实现对凝汽器9中凝结水的降温。
凝汽器9内上部空间设置环形管网，所述喷雾冷却泵21与环形管网相连，所述环形管网上开设小孔或安装喷嘴23，实现雾化；所述环形管网布置成网状，布置在凝汽器9内部钢结构的上方。
通过设置的水-水换热器20，将原核电厂的凝结系统引至热网首站，与热网换热器的热回水进行换热，降低进入凝汽器9的热回水温度，减少喷雾冷却泵21的工作流量，提升二回路循环效率。
通过在水-水换热器20的出口、进入凝汽器9之前，安装疏水喷雾冷却泵21，参照凝汽器9中的旁路管道及凝结水泵小循环管道的布置，在凝汽器9上适当位置开孔，引入一根疏水喷雾管道，进入凝汽器内部布置环形管网，在管道上开孔，将部分疏水经过疏水喷雾冷却泵输送到凝汽器钛管区上方向凝汽器下部空间喷雾，在钛管冷却降温后落入热井，达到降低凝汽器9的疏水温度的功能，该功能可以实现热回水温度的控制，一方面采用部分热回水喷雾冷却，与凝汽器钛管充分接触冷却，降低热回水温度；另一方面部分热回水直接进入热井，直接与钛管上方的乏汽冷凝水和喷雾冷却的热回水混合，有效控制凝汽器热井水混合后的温度，有效控制凝汽器背压，可以防止冬季循环水冷却能力裕量大引起的凝汽器中水过冷，提升机组二回路回热循环效率，实质是大规模供热下的冷端优化运行。机组在最佳真空下运行，实现大规模供热的同时，机组发电出力最大化。
在本实施例中，常规岛系统中还设置再循环管路，所述再循环管路一端与喷雾冷却泵21所在的管路相连，另一端与水-水换热器20相连；所述水-水换热器20与凝汽器9相连的管道上设置排污阀15；通过启动热网首站系统上的注水管道、反冲洗管道、排污管道，在热网循环供水泵17和热网循环回水泵18的作用下，冲洗水进入再循环管路，冲洗净化管道，减少供热系统启动投运时间，冲洗后的水经过排污阀15排出系统。
热网首站系统的管路上还设置化学加药接口、氮气保养接口，在系统运行期间执行水质取样、化学加药、系统排污等方式，保持正常运行期间供热系统内部清洁度。系统保养期间，通过注入氮气，实现大口径管道及设备保养。
本实施例提到的注水管道、反冲洗管道、排污管道、化学加药接口、氮气保养接口未在图中表示，本领域技术人员可以根据实际需要进行设置。
以某一核电厂的抽汽供热系统为例，对基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统的工作原理进行描述：
核岛系统内的反应堆1产生的热水进入蒸汽发生器2，蒸汽发生器2产生的主蒸汽进入常规岛系统的汽轮机的高压缸做功，在抽汽控制阀5的作用下，抽汽(1300-1500t/h)到达热网首站的热网换热器16，经过蒸汽冷凝段、疏水冷却段放热后变成60-70℃的回水。
回水经过设置的水-水换热器20，加热来自汽轮机厂房的凝结水(全流量4080t/h)，温度降低后直流回到凝汽器9。凝结水管道来自常规岛厂房，在凝结水泵10出口引至水-水换热器20吸热后，回到低压加热器11入口。
热网首站供、回水温度暂定130/55℃，热用户侧供、回水温度暂定90/40℃。
在大流量抽取蒸汽情况下，如1500t/h，蒸汽经热网换热器16(补水吸热侧150t/h，放热侧同水-水换热器)换热冷凝后，进入水-水换热器20(吸热侧凝结水量4080t/h，放热侧1800-1900t/h)作为凝结水全流量的热源，疏水经加热全流量的凝结水后，温度降低后进入凝汽器9，保持二回路的水装量；加热后的凝结水进入低压加热器11加热，然后进入除氧器6，在除氧器6中凝结水被进一步加热成除氧后成为合格的主给水，在主给水泵13的作用下，进入高压加热器14进一步加热后，进入核岛系统的蒸汽发生器2，形成工质循环。
同时，采用水喷雾冷却泵21(扬程约1Mpa,流量600t/h)，实现将部分热回水加压，输送到凝汽器上部空间，经环形管网上的开孔或喷嘴，将热回水雾化，喷雾到下方凝汽器的钛管区，降低水温，通过调节喷水量，实现凝汽器热阱温度的控制，进而维持住凝汽器真空(汽轮机背压)。、
经估算，1500t/h的80℃的回水经过水-水换热器11换热后能达到42℃，对应凝汽器背压达到8kPa(a)，凝汽器9背压上升明显，冬季循环水冷却能力裕度大的情况下，仍会超过额定压力3.9kPa(a)(背压上升1kPa(a)，降低汽轮机额定出力约1％)，因此，大规模抽汽下，热回水温度高对机组出力影响较大。按真空改善4kPa(a)，汽轮机额定发电出力提升约4％，按供热后机组维持75％额定出力为基准，提升机组发电出力30MW以上，相当于单台机组每月多发2000万千瓦时，一个供热采暖期(4个多月)，按上网电价0.42元，创造经济效益3000万以上，经济效益明显。
本实施例提供的基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统具有以下运行工况：
工况一：供热系统投运
为了降低对核岛侧的影响，不影响原机组的正常启停，核电厂供热运行流程如下：机组启动前，热网加热器汽侧先注水，喷雾冷却泵启动小循环运行，实现系统反冲洗，配合凝结水系统进行水质净化，直至水质达到二回路要求。机组开始启动后，先纯凝汽式运行，直至功率达到75％ECR(额定负荷)以上，回热循环已建立并工况稳定后，待抽汽管道缓慢暖管结束后，开始逐步投入供热，缓慢增加抽汽量，疏水先经过排污，水质合格进入凝汽器，通过二回路除盐水精处理系统进一步净化水质，随着抽汽量的增加，疏水量逐渐增加，此时通过喷雾冷却泵将部分热回水送入凝汽器，在环形管道开孔/喷嘴中雾化，实现热回水降温，并随热网总抽汽量的增加，调整疏水加热器的抽汽量，维持进入除氧器的疏水温度，视情况调整或全关通过水-水换热器的疏水量。待机组进入供热模式后，原纯凝汽式运行的自动负荷调节目标值要切换到热负荷调度指令上，继续提升反应堆功率(反应堆与汽轮发电机电功率、供热负荷功率应匹配，实现协调控制)，实现升温升压并增加抽汽量，直至反应堆达到额定负荷，功率不再上升。
工况二：供热系统切除
切除供热系统时，也遵从缓慢操作，将供热负荷缓慢切换到自动负荷调节目标值(电负荷)上，将电负荷缓慢增加，热负荷(抽汽量)也随之下降。凝汽器热井温度也逐渐下降，通过调节喷雾冷却泵的出口阀，降低凝汽器环形管道开孔/喷嘴的雾化流量，当抽汽流量下降到1000t/h后，停运喷雾冷却泵(或者维持其小循环运行)。必要时，通过反冲洗排污管道净化系统。(联合DCS厂家开发出机组供热运行操作画面，实现供热运行与纯凝汽式运行的平稳切换，选择供热模式后，机组供热负荷与75％-100％自动负荷调节指令可以无扰切换)。
工况三：供热系统切除
供热系统停运后，将氮气注入汽侧系统，水侧系统实现化学加药，实现整系统抽汽及加热器汽侧惰性气体保养、加热器水侧及热回水管道的湿保养。
工况四：热网事故和瞬态
调峰热源切换、循环水泵流量调节、跳闸瞬态、加热器隔离、热网子站、二级站快速切除、水锤、爆管、泄露破口事故下，通过调节抽汽阀、喷雾冷却泵的出口阀，分别控制抽汽量、热回水喷雾流量，实现核电厂抽汽、热回水控制，保证机组平稳运行，不发生较大的功率及参数波动，保证核电厂热电联产大规模供热的安全性。
下面将本发明的基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统的工作过程与当前典型的热回水直接回流进凝汽器的工作流程做一下对比分析：
一、核电厂启动
水质净化：在核电厂启动时，管道内部异物和杂质残留较多，对热回水管道采用重力冲洗，冲洗效果较差，现有的抽汽供热系统无法满足冲洗规范要求，如采用本发明的喷雾冷却泵，在供热系统投运前，可以有效实现热网首站与凝汽器之间的热回水管道的冲洗。
缩短供热投运时间：采用喷雾冷却泵及其管道，实现系统提前上水、排污、反冲洗，大大压缩供热系统的投运时间，并相应节约大量电、除盐水、化学药品及人力成本等。
二、核电厂大规模供热运行
本发明实现热回水温度控制，降低了热网对核电厂运行的影响，减少功率波动。
本发明实现了冷端优化，当前没有喷雾冷却的核电厂，在供热后，由于回水没有与循环水侧剧烈冷却，无法利用冬季循环水温度低冷却能力，导致循环水流量大，但机组出力却较低，运行经济性差。
本发明提升了核电厂对热网工况的响应能力，无论热网处于任何状态及负荷需求变化，通过有效抽汽量控制、热回水温度控制装置，均可以实现核电厂热电联产模式运行控制，有效提升核电厂大规模抽汽下的负荷响应能力，核电厂运行不受制热网侧制约，达到“主动型”控制。
实施例2
本发明的一种典型的实施方式中，提出一种基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热方法，利用水-水换热器降低进入凝汽器的热回水温度；利用喷雾冷却泵将部分热回水经过凝汽器喷雾环管或喷嘴输送到凝汽器水室内上部空间雾化，形成喷雾状液滴与凝汽器下部空间的钛管强化换热，降低整个凝汽器热阱中的凝结水温度，实现控制凝汽器的背压。
以上所述的实施例对本发明的技术方案进行了详细说明，应理解的是以上所述仅为本发明的具体实施例，并不用于限制本发明，凡在本发明的原则范围内所做的任何修改、补充或类似方式替代等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统，包括核岛系统、常规岛系统和热网首站系统，其特征在于，所述常规岛系统中设置水-水换热器和喷雾冷却泵，所述水-水换热器利用热网换热器产生的冷凝疏水加热来自凝汽器的凝结水，加热后的凝结水经过低压加热器加热进入除氧器，降温后的冷凝疏水进入凝汽器；所述喷雾冷却泵将部分降温后的冷凝疏水泵送到凝汽器水室内上部空间内雾化，实现对凝汽器中凝结水的降温。
2.如权利要求1所述的基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统，其特征在于，所述凝汽器内上部空间设置环形管网，所述喷雾冷却泵与环形管网相连，所述环形管网上开设小孔或安装喷嘴，实现雾化。
3.如权利要求2所述的基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统，其特征在于，所述环形管网布置成网状，布置在凝汽器内部钢结构的上方。
4.如权利要求1所述的基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统，其特征在于，所述常规岛系统中还设置再循环管路，所述再循环管路一端与喷雾冷却泵所在的管路相连，另一端与水-水换热器相连。
5.如权利要求1所述的基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统，其特征在于，所述水-水换热器与凝汽器相连的管道上设置排污阀。
6.如权利要求1所述的基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统，其特征在于，所述热网首站系统的管路上设置化学加药接口、氮气保养接口。
7.如权利要求1所述的基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统，其特征在于，所述常规岛系统内设置汽轮机，部分蒸汽从汽轮机中抽出进入热网换热器。
8.如权利要求7所述的基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统，其特征在于，所述核岛系统包括反应堆和蒸汽发生器，所述蒸汽发生器产生的蒸汽进入常规岛系统的汽轮机做功。
9.如权利要求1所述的基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热系统，其特征在于，所述除氧器经过主给水泵与高压加热器、蒸汽发生器依次相连。
10.一种基于热疏水回收喷雾冷却的核电厂抽汽供热方法，采用权利要求1-9任一项所述的核电厂抽汽供热系统来实现，其特征在于，利用水-水换热器降低进入凝汽器的热回水温度；利用喷雾冷却泵将部分热回水经过凝汽器喷雾环管或喷嘴输送到凝汽器水室内上部空间雾化，形成喷雾状液滴与凝汽器下部空间的钛管强化换热，降低整个凝汽器热阱中的凝结水温度，实现控制凝汽器的背压。
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