CN116877219A - 高温气冷堆核电站供热系统及其控制方法 - Google Patents

高温气冷堆核电站供热系统及其控制方法 Download PDF

Info

Publication number
CN116877219A
CN116877219A CN202310698419.8A CN202310698419A CN116877219A CN 116877219 A CN116877219 A CN 116877219A CN 202310698419 A CN202310698419 A CN 202310698419A CN 116877219 A CN116877219 A CN 116877219A
Authority
CN
China
Prior art keywords
steam
cooled reactor
temperature gas
regulating valve
heating
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN202310698419.8A
Other languages
English (en)
Inventor
孙海翠
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China Power Engineering Consulting Group East China Electric Power Design Institute Co Ltd
Original Assignee
China Power Engineering Consulting Group East China Electric Power Design Institute Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Power Engineering Consulting Group East China Electric Power Design Institute Co Ltd filed Critical China Power Engineering Consulting Group East China Electric Power Design Institute Co Ltd
Priority to CN202310698419.8A priority Critical patent/CN116877219A/zh
Publication of CN116877219A publication Critical patent/CN116877219A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D1/00—Details of nuclear power plant
    • G21D1/02—Arrangements of auxiliary equipment
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
    • F01D15/10—Adaptations for driving, or combinations with, electric generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K21/00—Steam engine plants not otherwise provided for
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
    • F22B1/08—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being steam
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B33/00—Steam-generation plants, e.g. comprising steam boilers of different types in mutual association
    • F22B33/18—Combinations of steam boilers with other apparatus
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B35/00—Control systems for steam boilers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D1/00—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters
    • F22D1/50—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters incorporating thermal de-aeration of feed-water
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22G—SUPERHEATING OF STEAM
    • F22G1/00—Steam superheating characterised by heating method
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D1/00—Details of nuclear power plant
    • G21D1/006—Details of nuclear power plant primary side of steam generators
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D3/00—Control of nuclear power plant
    • G21D3/008—Man-machine interface, e.g. control room layout
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D5/00—Arrangements of reactor and engine in which reactor-produced heat is converted into mechanical energy
    • G21D5/04—Reactor and engine not structurally combined

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • High Energy & Nuclear Physics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Plasma & Fusion (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

本发明提供一种高温气冷堆核电站供热系统及其控制方法，高温气冷堆核电站供热系统包括：高温气冷堆核岛、汽轮发电机组、蒸汽发生器、一级过热器、二级过热器、供热母管、用户端、给水预加热器、给水来水端、除氧器、给水加热器、给水泵和凝汽器。本发明充分利用高温气冷堆核岛主蒸汽和汽轮发电机组抽汽作为对外供热系统一级过热器和二级过热器的加热汽源，生产对外供热蒸汽，根据高温气冷堆核岛的运行状况，控制高温气冷堆核电站供热系统采取不同的运行模式，由此可以实现发电与供热协调运行，灵活度强、可靠性高、安全性好，有利于缓解工业用热碳排放的压力。

Description

高温气冷堆核电站供热系统及其控制方法
技术领域
本发明涉及核电站供热系统，具体涉及一种高温气冷堆核电站供热系统和一种高温气冷堆核电站供热系统控制方法。
背景技术
国内核电站供热系统主要用于居民采暖用热，在工业用热的清洁化供应较少。目前主要基于压水堆核电机组为城镇供热，利用汽轮发电机组排汽预热进行换热；来提供部分城镇的采暖用热。该方案为固定周期运行，即基本集中于冬季采暖季(大多为11月至次年4月)。由于间断性运行，其供热用汽控制方式基本采用操作员自行调整的方式，且在供热系统运行时，发电供应不具备调节能力，灵活度较低、可靠性较弱且存在安全隐患。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明的目的在于提出一种高温气冷堆核电站供热系统和一种高温气冷堆核电站供热系统的控制方法，可以根据电源与热源能源需求的不同，控制系统按照不同的模式运行，由此可以实现发电与供热协调运行，灵活度强，可靠性高，安全性好，有利于缓解工业用热碳排放的压力。
本发明采用的技术方案如下：
本发明的实施例提出了一种高温气冷堆核电站供热系统，包括：高温气冷堆核岛；汽轮发电机组，所述汽轮发电机组的一端与所述高温气冷堆核岛相连；蒸汽发生器，所述蒸汽发生器的第一输入端与所述汽轮发电机组的另一端相连；一级过热器，所述一级过热器的第一输入端与所述蒸汽发生器的第一输出端相连；二级过热器，所述二级过热器的第一输入端与所述一级过热器的第一输出端相连，所述二级过热器的第一输出端通过供热母管与用户端相连，所述二级过热器的第二输入端与所述高温气冷堆核岛相连，所述二级过热器的第二输出端与所述一级过热器的第二输入端相连；给水预加热器，所述给水预加热器的第一输入端与给水来水端相连，所述给水预加热器的第二输入端与所述一级过热器的第二输出端相连；除氧器，所述除氧器的输入端与所述给水预加热器的第一输出端相连；给水加热器，所述给水加热器的第一输入端通过给水泵与所述除氧器的输出端相连，所述给水加热器的第一输出端与所述蒸汽发生器的第二输入端相连，所述给水加热器的第二输入端与所述蒸汽发生器的第二输出端相连；凝汽器，所述凝汽器分别与所述给水预加热器、所述给水加热器相连。
另外，根据本发明上述提出的高温气冷堆核电站供热系统还可以具有如下附加技术特征：
根据本发明的一个实施例，所述高温气冷堆核电站供热系统还包括：液位调节阀，所述液位调节阀设置在所述给水加热器至所述蒸汽发生器管段，用于调节蒸汽发生器的液位。
根据本发明的一个实施例，所述高温气冷堆核电站供热系统还包括：旁路调节阀CVbp，所述旁路调节阀CVbp设置在所述高温气冷堆核岛至冷再蒸汽管段；主蒸汽调节阀CVg，所述主蒸汽调节阀CVg设置在所述汽轮发电机组的一端至所述高温气冷堆核岛管段。所述高温气冷堆核岛产生的主蒸汽一部分可通过所述主蒸汽调节阀CVg进入汽轮发电机组对外发电，一部分可通过所述旁路调节阀CVbp进入冷再蒸汽管段。
根据本发明的一个实施例，所述高温气冷堆核电站供热系统还包括：供热蒸汽调节阀CVS1，所述供热蒸汽调节阀CVS1设置在所述高温气冷堆核岛至所述二级过热器的第二输入端管段；蒸汽发生器调节阀CVS2，所述蒸汽发生器调节阀CVS2设置在所述汽轮发电机组的另一端至所述蒸汽发生器的第一输入端管段；一级过热器加热蒸汽调节阀CVi，所述一级过热器加热蒸汽调节阀CVi设置在所述二级过热器的第二输出端至所述一级过热器的第二输入端管段。
本发明的实施例提出了一种高温气冷堆核电站供热系统的控制方法，包括以下步骤：根据所述汽轮发电机组的输出功率需求范围及供热功率需求范围，确定高温气冷堆核岛总功率需求；判断高温气冷堆核岛总功率需求是否满足高温气冷堆核电站供热系统发电功率与热功率供应协调运行需求；若满足，则控制所述高温气冷堆核电站供热系统运行在发电供热协调运行模式；若不满足，根据运行操作人员的用户指令控制所述高温气冷堆核电站供热系统运行在单输出运行模式，所述用户指令根据实际工况以及电厂运行决策生成。
另外，根据本发明上述提出的高温气冷堆核电站供热系统的控制方法还可以具有如下附加技术特征：
根据本发明的一个实施例，所述高温气冷堆核电站供热系统的控制方法的发电供热协调运行模式包括：汽轮发电机组主模式和供热功率主模式。其中，所述汽轮发电机组主模式由汽轮发电机组响应发电需求的变化，以进行汽轮发电机组发电功率的调节，且供热功率调节进入跟随模式；所述供热功率主模式由供热功率调节为主，进入供热蒸汽压力及温度组合控制模式，汽轮发电机组发电功率调节进入跟随模式。
根据本发明的一个实施例，所述汽轮发电机组主模式为固定对外供热温度模式时，所述控制方法具体包括以下步骤：控制所述主蒸汽调节阀CVg响应电网功率需求，所述供热蒸汽调节阀CVS1进入随动状态，以维持高温气冷堆核岛输出的主蒸汽压力PS0为核岛出口实际值；所述一级过热器加热蒸汽调节阀CVi调节供热母管终端温度TT；计算蒸汽发生器出口蒸汽流量需求，根据所述蒸汽发生器出口蒸汽流量需求和所述一级过热器加热蒸汽调节阀CVi的开度k获取蒸汽发生器出口饱和蒸汽流量目标值；根据蒸汽发生器出口饱和蒸汽流量目标值和蒸汽发生器第一输出端饱和蒸汽流量Qw对所述蒸汽发生器调节阀CVs2进行控制。
根据本发明的一个实施例，具体根据以下公式计算所述蒸汽发生器出口蒸汽流量需求：
其中，Qwsp为蒸汽发生器出口蒸汽流量需求，Qs为二级过热器加热蒸汽流量，PS为供热蒸汽调节阀CVS1出口处压力，TS为供热蒸汽调节阀CVS1出口处温度，PS1为一级过热器加热蒸汽调节阀CVi入口处压力，TS1为一级过热器加热蒸汽调节阀CVi入口处温度，KW为调节系数，h为焓值。
根据本发明的一个实施例，所述汽轮发电机组主模式为固定对外供热温度模式时，所述控制方法具体包括以下步骤：控制所述主蒸汽调节阀CVg响应电网功率需求，所述供热蒸汽调节阀CVS1进入随动状态，以维持高温气冷堆核岛输出的主蒸汽压力PS0为核岛出口实际值；蒸汽发生器调节阀CVS2开度响应供热母管终端压力PT对应的PID控制器的计算输出指令，当供热母管终端温度TT低于合理温度区间下限时，限制蒸汽发生器调节阀CVS2的开度为所述供热母管终端压力PT对应的PID控制器计算输出指令乘以第一系数K1；一级过热器加热蒸汽调节阀CVi开度响应供热母管终端温度TT对应的PID控制器的计算输出指令，当供热母管终端温度TT低于合理温度区间上限时，控制一级过热器加热蒸汽调节阀CVi全开。
根据本发明的一个实施例，当所述高温气冷堆核电站供热系统运行在供热功率主模式时，所述控制方法包括：调节所述供热蒸汽调节阀CVS1以控制对外供热蒸汽温度为设定值，所述主蒸汽调节阀CVg进入随动状态，以维持高温气冷堆核岛输出的主蒸汽压力PS0为核岛出口实际值；通过调节所述蒸汽发生器调节阀CVS2调节供热母管终端压力PT为设定压力值；将一级过热器加热蒸汽调节阀CVi控制指令乘以第二系数K2后累加至供热蒸汽调节阀CVS1的控制回路，以协同响应两级过热器的效果。
本发明的有益效果：
根据本发明实施例的高温气冷堆核电站供热系统及其控制方法，充分利用高温气冷堆核岛主蒸汽和汽轮发电机组抽汽作为对外供热系统一级过热器和二级过热器的加热气源，生产对外供热蒸汽，完全利用核能作为初始能源产生源，是清洁能源的有效利用，可以解决工业用热碳排放的压力，促进工业供热领域碳减排的推进；根据高温气冷堆核岛的运行状况，控制高温气冷堆核电站供热系统采取不同的运行模式，由此可以实现发电与供热协调运行，灵活度强、可靠性高、安全性好，有利于缓解工业用热碳排放的压力。
附图说明
图1为本发明第一个实施例的高温气冷堆核电站供热系统的结构示意图；
图2为本发明第二个实施例的高温气冷堆核电站供热系统的结构示意图；
图3为本发明实施例的高温气冷堆核电站供热系统的控制方法的流程图：
图4为本发明一个具体实施例的高温气冷堆核电站供热系统协调控制模式的流程图；
图5为本发明一个实施例的高温气冷堆核电站供热系统的固定对外供热温度模式的流程图；
图6a-6c为本发明一个实施例的高温气冷堆核电站供热系统的固定对外供热温度模式的原理示意图；
图7为本发明一个实施例的高温气冷堆核电站供热系统的固定对外供热压力模式的流程图；
图8a-8d为本发明一个实施例的高温气冷堆核电站供热系统的固定对外供热压力模式的原理示意图；
图9为本发明一个实施例的高温气冷堆核电站供热系统的供热功率主模式的流程图；
图10a-10c为本发明一个实施例的高温气冷堆核电站供热系统的供热功率主模式的原理示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
如图1所示，本发明第一个实施例的高温气冷堆核电站供热系统，包括：高温气冷堆核岛100、汽轮发电机组200、蒸汽发生器300、一级过热器400、二级过热器500、供热母管600、用户端700、给水预加热器800、给水来水端900、除氧器1000、给水加热器1100、给水泵1200和凝汽器1300。其中，汽轮发电机组200的一端与高温气冷堆核岛100相连；蒸汽发生器300的第一输入端与汽轮发电机组200的另一端相连；一级过热器400的第一输入端与蒸汽发生器300的第一输出端相连；二级过热器500的第一输入端与一级过热器400的第一输出端相连，二级过热器500的第一输出端通过供热母管600与用户端700相连，二级过热器500的第二输入端与高温气冷堆核岛100相连，二级过热器500的第二输出端与一级过热器400的第二输入端相连；给水预加热器800的输入端与给水来水端900相连，给水预加热器800的第二输入端与一级过热器400的第二输出端相连；除氧器1000的输入端与给水预加热器800的第一输出端相连；给水加热器1100的第一输入端通过给水泵1200与除氧器1000的输出端相连，给水加热器1100的第一输出端与蒸汽发生器300的第二输入端相连，给水加热器1100的第二输入端与蒸汽发生器300的第二输出端相连；凝汽器1300分别与给水预加热器800、给水加热器1100相连。
具体地，高温气冷堆核岛100产生的主蒸汽一部分进入汽轮发电机组200对外发电，一部分进入二级过热器500用于加热一级过热器400出口蒸汽，以产生对外供热蒸汽。其中，汽轮发电机组200抽汽至蒸汽发生器300，为蒸汽发生器300产生饱和蒸汽提供加热热源，蒸汽发生器产生的饱和蒸汽顺次经过一级过热器和二级过热器继续吸热，以产生对外供热蒸汽。给水来水从给水来水端900输出，经过给水预加热器800加热后进入除氧器1000进行除氧，除氧后的给水来水经过水泵1200输送至给水加热器1100进行加热，再进入蒸汽发生器300使其产生饱和蒸汽，饱和蒸汽通过顺次经过一级过热器400和二级过热器500继续吸热，匹配对外供热蒸汽温度的控制需求，最后通过供热母管600进入用户端700，为用户供热。凝汽器1300用于收集给水预加热器800、给水加热器1100、一级过热器400和蒸汽发生器300输出的凝结水。蒸汽发生器300还与给水加热器1100中的介质进行换热，一级过热器400还与给水预加热器800中的介质进行换热，以最大程度的提高能源利用效率。
由此，通过充分利用具有四代核电系统特征的高温气冷堆核电站构建核电站供热系统，将高品质参数的高温气冷堆核岛主蒸汽和汽轮机抽汽作为对外供热系统各级加热器的加热汽源，生产供热蒸汽进行对外供热，能够解决热源网络中热源供应和控制问题，有利于缓解工业用热碳排放的压力。
在本发明的一个实施例中，如图2所示，高温气冷堆核电站供热系统还可包括液位调节阀LCV，设置在给水加热器1100至蒸汽发生器300管段，用于调节蒸汽发生器300的液位。
在本发明的一个实施例中，如图2所示，高温气冷堆核电站供热系统还可包括旁路调节阀CVbp和主蒸汽调节阀CVg。其中，旁路调节阀CVbp设置在高温气冷堆核岛100至冷再蒸汽管段，主蒸汽调节阀CVg设置在汽轮发电机组200的一端至高温气冷核岛堆管段。高温气冷堆核岛100产生的主蒸汽一部分通过主蒸汽调节阀CVg进入汽轮发电机组200对外发电，一部分通过旁路调节阀CVbp进入冷再蒸汽管段，其中，冷再蒸汽管段为汽轮发电机组在启动、停机、跳闸等阶段的蒸汽协调支路。
在本发明的一个实施例中，如图2所示，高温气冷堆核电站供热系统还可包括供热蒸汽调节阀CVS1、蒸汽发生器调节阀CVS2和一级过热器加热蒸汽调节阀CVi。其中，供热蒸汽调节阀CVS1设置在高温气冷堆核岛100至二级过热器500的第二输入端管段，用于输送高温气冷堆核岛100输出用于加热蒸汽发生器300输出蒸汽的主蒸汽，蒸汽发生器调节阀CVS2设置在汽轮发电机组200的另一端至蒸汽发生器300的第一输入端管段，用于输送蒸汽发生器300的加热蒸汽使其产生饱和蒸汽，一级过热器加热蒸汽调节阀CVi设置在二级过热器500的第二输出端至一级过热器400的第二输入端管段，用于输送进入一级过热器400的加热蒸汽，从而调节供热母管终端温度TT。
如图2所示，在本发明的一个具体实施例中，高温气冷堆核岛100主蒸汽输出管道上可以设置三冗余压力检测元件PS0和三冗余温度检测元件TS0。蒸汽发生器300上可设置液位检测元件L1，供热蒸汽调节阀CVS1出口主蒸汽管道可以设置压力检测元件PS、流量检测元件QS和温度检测元件TS。蒸汽发生器300的蒸汽出口(即蒸发器的第一输出端)可设置流量检测装置QW，用与检测蒸汽发生器300出口蒸汽流量。一级过热器400加热蒸汽入口(即一级过热器400的第二输入端)可设置压力检测元件PS1和温度检测元件TS1。一级过热器400被加热蒸汽出口(即一级过热器400的第一输出端)可设置压力检测元件Pi和温度检测元件Ti。二级过热器500被加热蒸汽出口(即二级过热器500的第一输出端)可设置压力检测元件PT、流量检测元件FT和温度检测元件TT。用户端700可以有用户1、用户2、用户3至用户n的多个用户分支，其中，用户分支1可设置分支1蒸汽调节阀CV1和分支1蒸汽流量测量装置F1，分别用于调节用户分支1的供热蒸汽流量和测量用户分支1的供热蒸汽流量；用户分支2进而设置分支2蒸汽调节阀CV2和分支2蒸汽流量测量装置F2，分别用于调节用户分支2的供热蒸汽流量和测量用户分支2的供热蒸汽流量；同理，其他分支可按此进行配置。
下面结合图2所示的实施例，说明高温气冷堆核电站供热系统的工作原理。
给水来水经过给水预加热器800加热后至除氧器1000进行除氧，再经过给水泵1200输送至给水加热器1100，加热后输入蒸汽发生器300产生蒸汽。汽轮发电机组200抽汽从汽轮发电机组200输出，通过供热蒸汽调节阀CVS2从蒸汽发生器300的第一输入端进入蒸汽发生器300，加热蒸汽使其产生饱和蒸汽。蒸汽发生器300产生的饱和蒸汽从蒸汽发生器300的第一输出端输出顺次经过一级过热器400和二级过热器500继续吸热，以产生对外供热蒸汽，其中，蒸汽发生器液位L1可由液位调节阀LCV调节。
高温气冷堆核岛100产生主蒸汽一部分通过旁路调节阀CVbp进入冷再蒸汽管段，一部分通过主蒸汽调节阀CVg进入汽轮发电机组200对外发电，一部分通过供热蒸汽调节阀CVS1从二级过热器500的第二输入端进入二级过热器500，加热从一级过热器400第一输出端出口的蒸汽作为对外供热蒸汽。
根据本发明实施例的高温气冷堆核电站供热系统，充分利用高温气冷堆核岛主蒸汽和汽轮发电机组抽汽作为对外供热系统一级过热器和二级过热器的加热气源，用于生产对外供热蒸汽，完全利用核能作为初始能源产生源，是清洁能源的有效利用，可以解决工业用热碳排放的压力，促进工业供热领域碳减排的推进。
考虑发电运行和供热运行的需求，根据电厂经济决策及对外合同等因素权衡决定高温气冷堆核电站供热系统的运行模式。例如根据汽轮发电机组200输出功率需求范围及供热功率需求范围，确定高温气冷堆核岛100总功率需求，基本固定反应堆功率输出，以减少反应堆核岛的波动，确保高温气冷堆核电机组整体的稳定性与可靠性。下面结合具体的实施例描述如何实现本发明上述实施例提出的高温气冷堆核电站供热系统的控制。
图3是根据本发明一个实施例的高温气冷堆核电站供热系统的控制方法的流程图。如图3所示，该控制方法包括以下步骤：
S1，根据汽轮发电机组的输出功率需求范围及供热功率需求范围，确定高温气冷堆核岛总功率需求。
具体地，通过确定高温气冷堆核岛总功率需求，调整基本固定反应堆功率输出，以减少反应堆核岛的波动，可以确保高温气冷堆核电站供热系统整体的稳定性与可靠性。
S2，判断高温气冷堆核岛总功率需求是否满足高温气冷堆核电站供热系统发电功率与热功率供应协调运行需求。
S3，若满足，则控制高温气冷堆核电站供热系统运行在发电供热协调运行模式。
S4，若不满足，根据运行操作人员的用户指令控制高温气冷堆核电站供热系统运行在单输出运行模式，用户指令根据实际工况以及电厂运行决策生成。
具体地，如图4所示，上述的高温气冷堆核电站供热系统的控制方法可包括以下过程：根据高温气冷堆核岛运行状况，判断其核岛总功率是否满足发电功率与热功率供应协调运行需求，若满足，则选择发电供热协调运行模式。否则，由运行操作人员根据实际工况以及电厂运行决策选择单输出运行模式(发电或供热)。
进一步地，在本发明的一个实施例中，如图4所示，当选用发电供热协调运行模式时，高温气冷堆核电站供热系统的运行模式可分为汽轮发电机组主模式和供热功率主模式两种。汽轮发电机组主模式由汽轮发电机组响应发电需求的变化，以进行汽轮发电机组发电功率的调节。此时，供热功率调节进入跟随模式。供热功率跟随调节模式时，根据对外供热合同条件选择供热蒸汽温度控制模式或供热蒸汽压力控制模式。供热功率主模式由供热功率调节为主，进入对外供热压力及温度组合控制模式。此时，汽轮发电机组发电功率调节进入跟随模式。
在本发明的一个实施例中，汽轮发电机组主模式可包括固定对外供热温度模式，如图5所示，当高温气冷堆核电站供热系统运行在固定对外供热温度模式时，上述控制方法具体可包括以下步骤：
S3111，控制主蒸汽调节阀CVg响应电网功率需求，供热蒸汽调节阀CVS1进入随动状态，以维持高温气冷堆核岛100堆输出的主蒸汽压力PS0为核岛出口实际值。
具体如图6a所示，根据发电功率需求和蒸汽发生器调节阀CVS2控制指令f1(x)的计算结果结合发电功率反馈，PID(Proportion Integration Differentiation，比例-积分-微分控制器)控制器控制主蒸汽调节阀CVg的开度响应电网功率需求，调节进入汽轮发电机组的主蒸汽；如图6b所示，PID控制器基于主蒸汽压力设定值控制供热蒸汽调节阀CVS1进入随动状态，以维持高温气冷堆核岛100堆输出的主蒸汽压力PS0为核岛出口实际值。
S3112，一级过热器加热蒸汽调节阀CVi调节供热母管终端温度TT。
具体如图6c所示，PID控制器根据供热母管终端温度TT和供热蒸汽温度目标值控制一级过热器加热蒸汽调节阀CVi的开度，从而维持供热母管终端温度TT为供热温度实际值。
S3113，计算蒸汽发生器出口蒸汽流量需求，根据蒸汽发生器出口蒸汽流量需求和一级过热器加热蒸汽调节阀CVi的开度k获取蒸汽发生器出口饱和蒸汽流量目标值。
具体地，可根据以下公式计算蒸汽发生器出口蒸汽流量需求：
其中，QWsp＝f(x)为蒸汽发生器出口蒸汽流量需求，QS为二级过热器500加热蒸汽流量，PS为供热蒸汽调节阀CVS1出口处压力，TS为供热蒸汽调节阀CVS1出口处温度，PS1为一级过热器加热蒸汽调节阀CVi入口处压力，TS1为一级过热器加热蒸汽调节阀CVi入口处温度，KW为调节系数，取值可为1.05～1.1，h为焓值，h(P，T)为对应压力P温度T的焓值。
S3114，根据蒸汽发生器出口饱和蒸汽流量目标值和蒸汽发生器第一输出端饱和蒸汽流量Qw对蒸汽发生器调节阀CVS2进行控制。
应当理解的是，在固定对外供热温度模式下，为了确保供热母管终端温度达到要求，协调控制蒸汽发生器出口蒸汽流量，根据能量传递公式计算蒸汽发生器出口蒸汽流量需求并考虑一级过热器加热蒸汽调节阀CVi指令的效果，前馈累加至蒸汽发生器调节阀CVS2以使得饱和蒸汽的产出响应主蒸汽加热蒸汽能量的供应，同时匹配对外供热蒸汽温度控制需求，以耦合主蒸汽加热蒸汽能量输入与对外供热产出的协调关系，使得整个系统有机地结合在一起。同时，蒸汽发生器调节阀CVS2的动作将消耗汽轮主蒸汽调节阀CVg引入的主蒸汽能量，因此在主蒸汽调节阀CVg调节回路引入蒸汽发生器调节阀CVS2控制指令所匹配函数f1(x)累加，以增加汽轮发电机组200的主蒸汽能量的引入。
在本发明的一个实施例中，汽轮发电机组主模式还包括固定对外供热压力模式，如图7所示，当高温气冷堆核电站供热系统运行在固定对外供热压力模式时，控制方法具体包括以下步骤：
S3121，控制主蒸汽调节阀CVg响应电网功率需求，供热蒸汽调节阀CVS1进入随动状态，以维持高温气冷堆核岛输出的主蒸汽压力PS0为核岛出口实际值。
具体如图8a所示，根据发电功率需求和蒸汽发生器调节阀CVS2控制指令所匹配函数f1(x)的计算结果，并结合发电功率反馈，PID控制器控制主蒸汽调节阀CVg的开度响应电网功率需求，调节进入汽轮发电机组的主蒸汽；如图8b所示，PID控制器基于主蒸汽压力设定值控制供热蒸汽调节阀CVS1进入随动状态，以维持高温气冷堆核岛输出的主蒸汽压力PS0为核岛出口实际值。
S3122，蒸汽发生器调节阀CVS2开度响应供热母管终端压力PT对应的PID控制器的计算输出指令，当供热母管终端温度TT低于合理温度区间下限时，限制蒸汽发生器调节阀CVS2的开度为所述供热母管终端压力PT对应的PID控制器计算输出指令乘以第一系数K1。
具体如图8c所示，蒸汽发生器调节阀CVS2响应供热母管终端压力PT对应的PID控制器的计算输出指令，调节汽轮发电机组抽汽，使供热母管终端压力PT维持在供热蒸汽压力目标值，当供热母管终端温度TT低于合理温度区间下限时，限制蒸汽发生器调节阀CVS2的开度为PID控制器计算输出指令乘以第一系数K1，并提出报警给操作人员视情况处理；否则，蒸汽发生器调节阀CVS2的开度为PID控制器计算输出指令。
S3123，一级过热器加热蒸汽调节阀CVi开度响应供热母管终端温度TT对应的PID控制器的计算输出指令，当供热母管终端温度TT低于合理温度区间上限时，控制一级过热器加热蒸汽调节阀CVi全开。
具体如图8d所示，一级过热器加热蒸汽调节阀CVi开度响应供热母管终端温度TT对应的PID控制器的计算输出指令，用于调整供热母管终端温度TT维持在供热蒸汽温度目标值，当供热母管终端温度TT低于合理温度上限时，通过全开一级过热器加热蒸汽调节阀CVi，使得全部加热蒸汽可以进入一级加热器用于加热对外供热蒸汽，使供热母管终端温度TT达到目标值。
如图8a-8d所示，在固定对外供热压力模式时，高温气冷堆核电站供热系统的控制方法通过在供热母管终端压力调节和温度调节中设定稳定限值控制边界功能，以确保供热蒸汽品质。
如图9所示，在本发明的一个实施例中，当高温气冷堆核电站供热系统运行在供热功率主模式时，将进行对外供热压力及温度组合控制模式，控制方法包括：
S3211，调节供热蒸汽调节阀CVS1以控制对外供热蒸汽温度为设定值，主蒸汽调节阀CVg进入随动状态，以维持高温气冷堆核岛输出的主蒸汽压力PS0为核岛出口实际值。
具体如图10a所示，PID控制器根据主蒸汽压力PS0并考虑蒸汽发生器调节阀CVS2控制指令f1(x)的计算结果，前馈累加供热蒸汽调节阀CVg使其进入随动状态，结合主蒸汽压力设定值，以维持高温气冷堆核岛输出的主蒸汽压力PS0为核岛出口实际值。
S3212，通过调节蒸汽发生器调节阀CVS2调节供热母管终端压力PT为设定压力值。
具体如图10b所示，PID控制器基于供热蒸汽压力目标值控制蒸汽发生器调节阀CVS2，以调节供热母管终端压力PT为设定压力值。
S3213，将一级过热器加热蒸汽调节阀CVi控制指令乘以第二系数K2后累加至供热蒸汽调节阀CVS1的控制回路，以协同响应两级过热器。
具体如图10c所示，一级过热器加热蒸汽调节阀CVi用于调节一级过热器出口蒸汽温度Ti，为了协同一级过热器和二级过热器加热对外供热蒸汽的效果，利用PID控制器调节供热母管终端温度TT为设定压力值，同时将一级过热器加热蒸汽调节阀CVi控制指令乘以系数K2累加至供热蒸汽调节阀CVS1的控制回路，以协同响应两级过热器。
综上所述，根据本发明实施例的高温气冷堆核电站供热系统的控制方法，充分探讨热源网络集中供热模式，使得能源产生站作为热源网络中一个灵活的节点，并由此提出该高温气冷堆核电站供热系统设置发电供热协调运行模式，且根据电网需求、热网需求、合同条件、经济运行策略等需求合理选择高温气冷堆核电站供热系统运行在哪种合适的协调运行模式下，以获取最优的产出模式。本发明针对提出的高温气冷堆核电站供热系统给出了汽轮发电机组主模式供热蒸汽压力、温度控制模式以及供热功率主模式的控制方法。在每种控制模式中，充分考虑各参数的耦合关系，建立协调控制关系，同时设定参数控制边界以确保系统控制的稳定性和可靠性。由此可以实现发电与供热协调运行，灵活度强、可靠性高、安全性好，有利于缓解工业用热碳排放的压力。
在本发明的描述中，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。“多个”的含义是两个或两个以上，除非另有明确具体的限定。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必针对相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
应当理解，本发明的各部分可以用硬件、软件、固件或它们的组合来实现。在上述实施方式中，多个步骤或方法可以用存储在存储器中且由合适的指令执行系统执行的软件或固件来实现。如，如果用硬件来实现和在另一实施方式中一样，可用本领域公知的下列技术中的任一项或他们的组合来实现：具有用于对数据信号实现逻辑功能的逻辑门电路的离散逻辑电路，具有合适的组合逻辑门电路的专用集成电路，可编程门阵列(PGA)，现场可编程门阵列(FPGA)等。
本技术领域的普通技术人员可以理解实现上述实施例方法携带的全部或部分步骤是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，该程序在执行时，包括方法实施例的步骤之一或其组合。
此外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理模块中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个模块中。上述集成的模块既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能模块的形式实现。所述集成的模块如果以软件功能模块的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，也可以存储在一个计算机可读取存储介质中。
上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。
尽管已经示出和描述了本发明的实施例，对于本领域的普通技术人员而言，可以理解在不脱离本发明的原理和精神的情况下可以对这些实施例进行多种变化、修改、替换和变型，本发明的范围由所附权利要求及其等同物限定。

Claims (10)

1.一种高温气冷堆核电站供热系统，其特征在于，包括：
高温气冷堆核岛；
汽轮发电机组，所述汽轮发电机组的一端与所述高温气冷堆核岛相连；
蒸汽发生器，所述蒸汽发生器的第一输入端与所述汽轮发电机组的另一端相连；
一级过热器，所述一级过热器的第一输入端与所述蒸汽发生器的第一输出端相连；
二级过热器，所述二级过热器的第一输入端与所述一级过热器的第一输出端相连，所述二级过热器的第一输出端通过供热母管与用户端相连，所述二级过热器的第二输入端与所述高温气冷堆核岛相连，所述二级过热器的第二输出端与所述一级过热器的第二输入端相连；
给水预加热器，所述给水预加热器的第一输入端与给水来水端相连，所述给水预加热器的第二输入端与所述一级过热器的第二输出端相连；
除氧器，所述除氧器的输入端与所述给水预加热器的第一输出端相连；
给水加热器，所述给水加热器的第一输入端通过给水泵与所述除氧器的输出端相连，所述给水加热器的第一输出端与所述蒸汽发生器的第二输入端相连，所述给水加热器的第二输入端与所述蒸汽发生器的第二输出端相连；
凝汽器，所述凝汽器分别与所述给水预加热器、所述给水加热器相连。
2.根据权利要求1所述的高温气冷堆核电站供热系统，其特征在于，还包括：液位调节阀，所述液位调节阀设置在所述给水加热器至所述蒸汽发生器管段。
3.根据权利要求2所述的高温气冷堆核电站供热系统，其特征在于，还包括：旁路调节阀CVbp，所述旁路调节阀CVbp设置在所述高温气冷堆核岛至冷再蒸汽管段；
主蒸汽调节阀CVg，所述主蒸汽调节阀CVg设置在所述汽轮发电机组的一端至所述高温气冷堆核岛管段。
4.根据权利要求3所述的高温气冷堆核电站供热系统，其特征在于，还包括：
供热蒸汽调节阀CVS1，所述供热蒸汽调节阀CVS1设置在所述高温气冷堆核岛至二级过热器的第二输入端管段；
蒸汽发生器调节阀CVS2，所述蒸汽发生器调节阀CVS2设置在所述汽轮发电机组的另一端至所述蒸汽发生器的第一输入端管段；
一级过热器加热蒸汽调节阀CVi，所述一级过热器加热蒸汽调节阀CVi设置在所述二级过热器的第二输出端至所述一级过热器的第二输入端管段。
5.一种基于权利要求4所述的高温气冷堆核电站供热系统的控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
根据所述汽轮发电机组的输出功率需求范围及供热功率需求范围，确定高温气冷堆核岛总功率需求；
判断高温气冷堆核岛总功率需求是否满足高温气冷堆核电站供热系统发电功率与热功率供应协调运行需求；
若满足，则控制所述高温气冷堆核电站供热系统运行在发电供热协调运行模式；
若不满足，根据运行操作人员的用户指令控制所述高温气冷堆核电站供热系统运行在单输出运行模式，所述用户指令根据实际工况以及电厂运行决策生成。
6.根据权利要求5所述的高温气冷堆核电站供热系统的控制方法，其特征在于，发电供热协调运行模式包括：汽轮发电机组主模式和供热功率主模式，其中，
所述汽轮发电机组主模式由汽轮发电机组响应发电需求的变化，以进行汽轮发电机组发电功率的调节，且供热功率调节进入跟随模式；所述供热功率主模式由供热功率调节为主，进入供热蒸汽压力及温度组合控制模式，汽轮发电机组发电功率调节进入跟随模式。
7.根据权利要求6所述的高温气冷堆核电站供热系统的控制方法，其特征在于，所述汽轮发电机组主模式为固定对外供热温度模式时，所述控制方法具体包括以下步骤：
控制所述主蒸汽调节阀CVg响应电网功率需求，所述供热蒸汽调节阀CVS1进入随动状态，以维持高温气冷堆核岛输出的主蒸汽压力PS0为核岛出口实际值；
所述一级过热器加热蒸汽调节阀CVi调节供热母管终端温度TT；
计算蒸汽发生器出口蒸汽流量需求，根据所述蒸汽发生器出口蒸汽流量需求和所述一级过热器加热蒸汽调节阀CVi的开度k获取蒸汽发生器出口饱和蒸汽流量目标值；
根据所述蒸汽发生器出口饱和蒸汽流量目标值和蒸汽发生器第一输出端饱和蒸汽流量Qw对所述蒸汽发生器调节阀CVS2进行控制。
8.根据权利要求7所述的高温气冷堆核电站供热系统的控制方法，其特征在于，具体根据以下公式计算所述蒸汽发生器出口蒸汽流量需求：
其中，QWsp为蒸汽发生器出口蒸汽流量需求，QS为二级过热器加热蒸汽流量，PS为供热蒸汽调节阀CVS1出口处压力，TS为供热蒸汽调节阀CVS1出口处温度，PS1为一级过热器加热蒸汽调节阀CVi入口处压力，TS1为一级过热器加热蒸汽调节阀CVi入口处温度，KW为调节系数，h为焓值。
9.根据权利要求6所述的高温气冷堆核电站供热系统的控制方法，其特征在于，所述汽轮发电机组主模式为固定对外供热压力模式时，所述控制方法具体包括以下步骤：
控制所述主蒸汽调节阀CVg响应电网功率需求，所述供热蒸汽调节阀CVS1进入随动状态，以维持高温气冷堆核岛输出的主蒸汽压力PS0为核岛出口实际值；
蒸汽发生器调节阀CVS2开度响应供热母管终端压力PT对应的PID控制器的计算输出指令，当供热母管终端温度TT低于合理温度区间下限时，限制蒸汽发生器调节阀CVS2的开度为所述供热母管终端压力PT对应的PID控制器计算输出指令乘以第一系数K1；
一级过热器加热蒸汽调节阀CVi开度响应供热母管终端温度TT对应的PID控制器的计算输出指令，当供热母管终端温度TT低于合理温度区间上限时，控制一级过热器加热蒸汽调节阀CVi全开。
10.根据权利要求6所述的高温气冷堆核电站供热系统的控制方法，其特征在于，当所述高温气冷堆核电站供热系统运行在供热功率主模式时，所述控制方法包括：
调节所述供热蒸汽调节阀CVS1以控制对外供热蒸汽温度为设定值，所述主蒸汽调节阀CVg进入随动状态，以维持高温气冷堆核岛输出的主蒸汽压力PS0为核岛出口实际值；
通过调节所述蒸汽发生器调节阀CVS2调节供热母管终端压力PT为设定压力值；
将一级过热器加热蒸汽调节阀CVi控制指令乘以第二系数K2后累加至供热蒸汽调节阀CVS1的控制回路，以协同响应两级过热器的效果。
CN202310698419.8A 2023-06-13 2023-06-13 高温气冷堆核电站供热系统及其控制方法 Pending CN116877219A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202310698419.8A CN116877219A (zh) 2023-06-13 2023-06-13 高温气冷堆核电站供热系统及其控制方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202310698419.8A CN116877219A (zh) 2023-06-13 2023-06-13 高温气冷堆核电站供热系统及其控制方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN116877219A true CN116877219A (zh) 2023-10-13

Family

ID=88265182

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202310698419.8A Pending CN116877219A (zh) 2023-06-13 2023-06-13 高温气冷堆核电站供热系统及其控制方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN116877219A (zh)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN108035777B (zh) 一种火电机组中低压缸联合零出力供热系统及方法
EP0093118A1 (en) SLIDING PRESSURE CONTROL FOR STEAM TURBINE POWER PLANT.
US8171733B2 (en) Systems and methods involving combined cycle plants
US10167743B2 (en) Method for controlling a steam generator and control circuit for a steam generator
CN108730954B (zh) 采用给水节流的一次调频控制系统及其控制方法
JPH02104906A (ja) 排熱回収ボイラシステムとその運転方法
US10240775B2 (en) Multi-objective steam temperature control
CN100385092C (zh) 用于蒸汽轮机的快速发电系统及方法
CN105299612A (zh) 基于多模型切换的主蒸汽温度控制方法及控制系统
CN101298933A (zh) 用于气体增湿控制的方法及系统
JP5723220B2 (ja) 発電プラント
CN209978005U (zh) 用于二次再热机组的一次调频控制系统
CN116877219A (zh) 高温气冷堆核电站供热系统及其控制方法
CN114810249B (zh) 一种用于供热机组的热电解耦系统及方法
JP5667435B2 (ja) 熱併給原子力発電システム
EP3245389B1 (en) Thermal energy storage plant
CN217057504U (zh) 一种多介质低温省煤器系统
Han et al. A L1-LEMPC hierarchical control structure for economic load-tracking of super-critical power plants
CN212227002U (zh) 蓄热调峰系统
CN111412453A (zh) 蓄热调峰系统储热放热工况下的功率控制方法
JP3112579B2 (ja) 圧力制御装置
CN116951535A (zh) 一种压水堆核能热电联产控制方法及系统
CN212204487U (zh) 储热放热工况下的蓄热调峰系统
JP2758245B2 (ja) 給水加熱器のドレン水位制御装置
JP2012215340A (ja) 蒸気送気システム及び蒸気送気方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination