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新型核电机组启停及给水系统控制策略

刘宇穗

刘宇穗. 新型核电机组启停及给水系统控制策略[J]. 南方能源建设, 2020, 7(2): 127-131. doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2020.02.019
引用本文: 刘宇穗. 新型核电机组启停及给水系统控制策略[J]. 南方能源建设, 2020, 7(2): 127-131. doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2020.02.019
Yusui LIU. Control Strategy of Start/Stop and Feed Water System of New Type Nuclear Power Plant[J]. SOUTHERN ENERGY CONSTRUCTION, 2020, 7(2): 127-131. doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2020.02.019
Citation: Yusui LIU. Control Strategy of Start/Stop and Feed Water System of New Type Nuclear Power Plant[J]. SOUTHERN ENERGY CONSTRUCTION, 2020, 7(2): 127-131. doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2020.02.019

新型核电机组启停及给水系统控制策略

doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2020.02.019
基金项目: 

中国能建广东院科技项目“四代核电和小型反应堆核电关键技术研究” EV04101

核电厂最终热阱技术研究 EV04111W

大容量机组高效宽负荷率控制技术研究和应用 EV03141W

详细信息
  • 中图分类号: TM623

Control Strategy of Start/Stop and Feed Water System of New Type Nuclear Power Plant

  • LIU Yusui.Control Strategy of Start/Stop and Feed Water System of New Type Nuclear Power Plant[J].Southern Energy Construction,2020,07(02):127-131.
  • 摘要:   目的  采用研究、分析和归纳的方法,得到机组启停、给水、旁路的控制策略。  方法  参考项目经验,借鉴核电常规岛和火电机组的先进设计理念,对机组工艺系统的设备进行优化,相应优化控制策略,主要考虑“机组启停和旁路系统”和“给水系统”控制策略优化。  结果  研究机组启停控制策略2个方案;给水控制策略5个方案;旁路控制策略3个方案。  结论  “机组启停控制策略”采用方案一,控制策略较简单,较方案二耦合少,经济性较合理。“给水系统控制策略”采用方案二(母管制)控制方案合理,经济性好,系统运行安全;“旁路控制策略”采用方案一,方案一经济性好,保护控制逻辑完善。
  • 表  1  给水系统方案比较

    Tab.  1.   Comparison of feed water system

    n方案一方案二方案三
    18×16.7%4×33.3%3×50%
    26用2备3用1备2用一备
    3单元制单元制母管制单元制母管制
    4复杂较复杂简单较复杂最简单
    563121
    612636
    7100%100%33.3%100%50%
    8
    901×50%5×16.7%2×33.3%5×16.7%
    10
    11
    12待定
    13较高较高最低最低
    14较高最低最低
    15较高最低最低

    注:1:给水泵配置台数和容量;2:运行方式;3:给水系统设置;4:给水系统复杂程度;5:配置高加数量;6:1台泵故障影响的核岛堆数;7:泵故障时是否能在线切换;8:泵故障时是否能在线切换;9:1台堆停堆对相关反应堆影响大小;10:是否适应核岛单堆逐堆启停;11:是否适应核岛双堆启停;12:是否适应核岛三堆启停;13:与核岛堆的匹配度;14:初投资;15:占地面积。

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出版历程
  • 收稿日期:  2020-03-09
  • 修回日期:  2020-04-29
  • 刊出日期:  2020-06-25

新型核电机组启停及给水系统控制策略

doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2020.02.019
    基金项目:

    中国能建广东院科技项目“四代核电和小型反应堆核电关键技术研究” EV04101

    核电厂最终热阱技术研究 EV04111W

    大容量机组高效宽负荷率控制技术研究和应用 EV03141W

  • 中图分类号: TM623

摘要:   目的  采用研究、分析和归纳的方法,得到机组启停、给水、旁路的控制策略。  方法  参考项目经验,借鉴核电常规岛和火电机组的先进设计理念,对机组工艺系统的设备进行优化,相应优化控制策略,主要考虑“机组启停和旁路系统”和“给水系统”控制策略优化。  结果  研究机组启停控制策略2个方案;给水控制策略5个方案;旁路控制策略3个方案。  结论  “机组启停控制策略”采用方案一,控制策略较简单,较方案二耦合少,经济性较合理。“给水系统控制策略”采用方案二(母管制)控制方案合理,经济性好,系统运行安全;“旁路控制策略”采用方案一,方案一经济性好,保护控制逻辑完善。

English Abstract

刘宇穗. 新型核电机组启停及给水系统控制策略[J]. 南方能源建设, 2020, 7(2): 127-131. doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2020.02.019
引用本文: 刘宇穗. 新型核电机组启停及给水系统控制策略[J]. 南方能源建设, 2020, 7(2): 127-131. doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2020.02.019
Yusui LIU. Control Strategy of Start/Stop and Feed Water System of New Type Nuclear Power Plant[J]. SOUTHERN ENERGY CONSTRUCTION, 2020, 7(2): 127-131. doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2020.02.019
Citation: Yusui LIU. Control Strategy of Start/Stop and Feed Water System of New Type Nuclear Power Plant[J]. SOUTHERN ENERGY CONSTRUCTION, 2020, 7(2): 127-131. doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2020.02.019
  • 随着我国经济形势高速发展,生态环境要求越来越高,促使能源工业往安全、低碳、绿色深度发展。高温气冷堆核电技术应运而生,它属于核电四代技术,具有安全性高、低碳、绿色、效率高、用途广等特点,可以作为未来能源的重要组成。为了我国能源工业发展和进步,我院适时开展了四代核电关键技术研究工作[1,2,3],主要项目之一就是600 MW高温气冷堆核电厂的研究与应用,该项目属于国内外首项,对我国新能源发展具有重要意义,该研究有依托的核电项目,已进行收资和相关调研工作,开展了项目的可行性研究工作。该项目的难点之一是机组启停过程的控制,本文通过对机组启停过程的分析和研究,找出相关联系与规律,得到可行的解决方案,形成机组启停及给水系统控制策略。

    • 本示范项目汽轮发电机组基本参数如下:

    • ⇨ 流量:99.4X6 kg/s。

      ⇨ 压力:13.9 MPa。

      ⇨ 温度:571 ℃。

    • ⇨ 流量:99.4X6 kg/s。

      ⇨ 压力:15.2 MPa。

      ⇨ 温度:205.2 ℃。

      反应堆出口主蒸汽参数与常规火电机组超高压等级相同;给水及主蒸汽流量与660 MW超超临界火电机组相当;低压缸排汽量约为660 MW超超临界火电机组的1.3倍。

    • 660 MW高温气冷堆核电站配置有6个高温气冷堆标准模块,从每个蒸汽发生器管道出来1根主蒸汽管道,共6根主蒸汽管道。主蒸汽会合后,最终接入汽轮机高压缸主汽门入口。由于蒸汽发生器为强制直流蒸汽发生器,主蒸汽上需要设置启动-停堆系统,主蒸汽参数不合格时进入启动停堆系统,参数合格后再进入主汽门,保证汽轮机组的过热蒸汽参数满足要求。启动-停堆系统中设置有汽水分离器,汽侧通过旁路阀接入凝汽器,水侧在压力较高时排入除氧器,回收热量,压力较低时排入凝汽器。

      为了在汽轮机启动、甩负荷、汽轮机跳闸和反应堆停堆等情况下,通过可控的方式将主蒸汽引至凝汽器,达到停机不停堆的功能,需要设计汽轮机旁路,通过旁路阀将主蒸汽排入凝汽器。旁路阀设置减温水,将其降温至凝汽器可以接受的范围,水源来自凝结水系统。

      方案一:参考200 MW高温气冷堆示范项目,每座反应堆分别配置一台汽水分离器、一套旁路装置及相应的阀门,汽水分离器流量按30%额定主蒸汽量考虑。每根主蒸汽管道连接1套启动-停堆系统,设置1套去凝汽器的单堆100%容量的旁路阀门。在去启动-停堆系统及旁路系统支管后,6根主蒸汽管道合并至1根母管。其中启动停堆及正常甩负荷旁路合并设置。这是推荐方案。

      方案二:将启动停堆系统简化,两座反应堆配置一台汽水分离器、一套旁路装置及相应的阀门,汽水分离器流量按60%单堆额定主蒸汽量考虑。每个汽水分离器设置1套去凝汽器的单堆60%容量的旁路阀门。同时每座反应堆主蒸汽出口管道设置1套去凝汽器的单堆100%容量的旁路阀门,用于正常甩负荷。在去启动-停堆系统及旁路系统支管后,6根主蒸汽管道合并至1个母管。

    • 根据工艺系统及相关资料了解,高温气冷堆核电机组启、停过程中反应堆、汽轮机匹配模式、工艺配置、控制功能均与压水堆核电机组有显著区别,与超临界直流锅炉火电机组也有很大不同。在机组启停过程中,蒸汽发生器(SG)出口介质经历过冷水、饱和水、汽液两相、饱和蒸汽、过热蒸汽的相变过程。从控制策略来看可分为两部分考虑,一是单个蒸汽发生器启停过程,二是多台(SG)启停过程,分别描述。

    • 1)第一过程 为过冷水过程,进入汽水分离器的过冷水来自汽水分离器入口隔离阀、入口调节阀和汽水分离器入口隔离阀1,使蒸汽发生器出口温度由170.3 ℃升至336.1 ℃此为反应堆启动初期。汽水分离器在正常液位调节汽水分离器下部的疏水调节阀,保证汽水分离器中压力为0.1~5.0 MPa,调节汽水分离器入口调节阀控制蒸汽发生器出口压力为13.9 MPa。使启停堆系统至旁路隔离阀和汽水分离器出口隔离阀和联锁开启,一定满足汽水分离器内液位低于高液位,汽水分离器内压力高于1.0 MPa,并且,当蒸汽发生器出口温度达到400 ℃时,控制室手动关闭各疏水阀,低于400 ℃时,控制室手动打开疏水阀,对启停堆系统进行暖管。对主蒸汽系统此段管道进行暖管,连锁开启启停堆系统至旁路隔离阀和汽水分离器出口隔离阀后,控制室手动打开汽轮机旁路阀间主蒸汽管道上的疏水阀、主蒸汽至旁路电动隔离阀,暖管结束后,控制室手动关闭疏水阀。当汽水分离器内液位低于高液位;汽水分离器出口温度为265 ℃,其内压力达到5.0 MPa,汽轮机旁路阀自动投入,控制汽水分离器内部压力为5.0 MPa,蒸汽通过旁路阀减温和减压然后进入凝汽器。疏水调节阀控制汽水分离器中的液位为正常液位,其中的水经由汽水分离器疏水隔离阀和疏水调节阀调节进入凝汽器。

      2)第二过程 蒸汽发生器出口蒸汽温度达到336.1 ℃、功率为6.04%额定堆功率时,蒸汽发生器出口开始产生蒸汽,其出口为汽液两相流阶段。汽水分离器中的压力仍由汽轮机旁路阀控制在5.0 MPa,使得蒸汽发生器出口全部为干饱和蒸汽,功率为13.77%额定堆功率。

      3)第三过程 蒸汽发生器出口蒸汽参数达到400 ℃、13.9 MPa,汽水分离器内的液位处于低液位时,这是I过热蒸汽阶段(336.1~571 ℃、13.9 MPa)。在这条件下,疏水至凝汽器隔离阀连锁关闭;汽水分离器疏水隔离阀连锁关闭;汽水分离器下部的疏水调节阀联锁快速关闭。此时,汽轮机旁路阀维持入口调节阀后压力为5.0 MPa并且汽水分离器旁路隔离阀联锁全开。完成以下条件汽水分离器被隔离,当汽水分离器旁路隔离阀全开30 s后,疏水至凝汽器隔离阀联锁关闭;汽水分离器疏水隔离阀联锁关闭;汽水分离器出口隔离阀联锁关闭;汽水分离器入口隔离阀2联锁关闭。汽轮机旁路阀控制调节阀后压力按照启动曲线由,在此过程中,其后入口调节阀调节蒸汽发生器出口压力为13.9 MPa,旁路压力调节阀按启动曲线(5.0 MPa~13.5 MPa)调压[6,7,8]

      4)第四过程

      (蒸汽参数:13.9 MPa、571 ℃)。当蒸汽发生器出口蒸汽参数达到571 ℃、13.9 MPa、压差≤0.03 MPa、温差≤5 ℃时,此为II过热蒸汽阶段。这是汽轮机缓慢升功率,汽轮机进汽量逐渐增大过程,汽水分离器入口调节阀控制蒸汽发生器出口压力,控制室手动缓慢开启主汽管道上的主蒸汽电动隔离阀至1/2,多余蒸汽通过汽轮机旁路阀排放。当汽轮机进汽量达到90.6 kg/s时,汽轮机旁路阀达到关闭状态,启停堆系统至旁路隔离阀联锁关闭;汽水分离器旁路隔离阀联锁关闭;入口调节阀联锁关闭;汽水分离器入口隔离阀1联锁关闭。打开主蒸汽至汽轮机电动隔离阀,反应堆升至满功率,反应堆启动完毕。

      5)停止程序按相反方向执行

    • 当多台蒸汽发生器经过上述启停过程后有并汽过程,SG出口为过热蒸汽阶段II(蒸汽参数:13.9 MPa、571 ℃)。当SG出口蒸汽参数达到与反应堆SG出口蒸汽参数(13.9 MPa、571 ℃)压差≤0.03 MPa,温差≤5 ℃时,控制室手动缓慢开启主汽管道上的主蒸汽电动隔离阀至1/2,汽水分离器入口调节阀控制SG出口压力。汽轮机进汽调节阀控制进汽量逐渐增大,汽轮机缓慢升功率。多余蒸汽通过汽轮机旁路阀排放。并汽过程可采用增益平衡自适应控制策略。

    • 方案二中,也要经过单台发生器启停过程和多台发生器启停过程。由于方案二中两座反应堆配置一台汽水分离器、一套旁路装置及相应的阀门,汽水分离器流量按60%单堆额定主蒸汽量考虑,每个汽水分离器设置1套去凝汽器的单堆60%容量的旁路阀门,同时每座反应堆主蒸汽出口管道设置1套去凝汽器的单堆100%容量的旁路阀门。流量测量计算复杂,蒸汽发生器出口压力较难控制,旁路控制考虑汽水分离器旁路和蒸发器(SG)出口旁路配合,灵活度较差。互相耦合、影响大。

      综合以上方案比较,方案一控制策略较简单,较方案二耦合少,互相影响少,经济性较合理。方案二灵活度较差。互相耦合、影响大,控制推荐方案一。

    • 本工程核岛共有6个堆,单堆逐堆启停、双堆启停还是三堆启停,将对常规岛主给水泵配置方案有着重要影响。由于核岛尚未明确各堆采用何种组合启停要求情况下,经考虑可行性及经济性,有以下三个备选方案,见表1

      表 1  给水系统方案比较

      Table 1.  Comparison of feed water system

      n方案一方案二方案三
      18×16.7%4×33.3%3×50%
      26用2备3用1备2用一备
      3单元制单元制母管制单元制母管制
      4复杂较复杂简单较复杂最简单
      563121
      612636
      7100%100%33.3%100%50%
      8
      901×50%5×16.7%2×33.3%5×16.7%
      10
      11
      12待定
      13较高较高最低最低
      14较高最低最低
      15较高最低最低

      其中方案一,设计思路与200 MW高温气冷堆示范电站思路完全一致,6台泵配6台高压加热器,分别接入6台蒸汽发生器,配置有2台备用泵,但不能在线切换,各个反应堆之间给水系统不会互相影响。对核岛的匹配程度最高,但对于6个反应堆的核岛来说系统较复杂,设备多,投资高、占地面积大。如果经过进一步配合计算,在核岛允许的前提下。可以向方案二或方案三来简化。

      方案二,采用4×33.3%的给水泵配置,单泵容量为2个反应堆的容量。给水系统可以有单元制和母管制两个选择。若采用单元制,则以2个反应堆为一组,给水系统的相互影响限制在2个反应堆以内。配置3台高加;若采用母管制,则各给水泵出口管道汇集至1个母管,配置1台高加。

      方案三,采用3×50%的给水泵配置,单泵容量为3个反应堆的容量。给水系统可以有单元制和母管两个选择。若采用单元制,则以3个反应堆为一组,3个反应堆的给水系统相互影响。配置2台高加;若采用母管制,则各给水泵出口管道汇集至1个母管,配置1台高加。

    • 设计思路与200 MW高温气冷堆示范电站思路完全一致,6台泵配6台高压加热器,分别接入6台蒸汽发生器,配置有2台备用泵,但不能在线切换,各个反应堆之间给水系统不会互相影响。控制回路较简单,给水控制根据负荷控制变化,核堆低功率时,维持启停给水流量,核堆功率达到20%额定堆功率后,受汽水分离器出口温度及压力控制。不经济,需要控制回路多,现场检测元件增多,包括每个回路给水流量,蒸发器出口压力、温度等。

    • 采用4×33.3%的给水泵配置,单泵容量为2个反应堆的容量。若采用单元制,则以2个反应堆、一台给水泵、一台高加为一组,给水控制根据负荷控制变化,核堆低功率时,维持启停给水流量,核堆功率达到20%额定堆功率后,受汽水分离器出口温度及压力控制。分成3泵-高加-增发器组,故障影响小,具有较好的灵活性,同时,控制回路减少,现场元件比方案一大量减少,经济性较好。虽然增加投切蒸发器和备用泵回路,实现控制是可以的。最大问题是单元制不能解决自备投切问题。

    • 采用4×33.3%的给水泵配置,单泵容量为2个反应堆的容量。采用母管制,则各给水泵出口管道汇集至1个母管,配置1台高加,高加连母管接6台蒸发器。给水控制根据负荷控制变化,核堆低功率时,维持启停给水流量,核堆功率达到20%额定堆功率后,受汽水分离器出口温度及压力控制。由于一泵供水一台高加和六台蒸汽发生器,存在控制耦合问题,控制回路减少,现场元件比方案一大量减少,经济性好,最主要点是由于泵容量选择小(33.3%),不会因跳一台泵引起跳堆。

    • 采用3×50%的给水泵配置,单泵容量为3个反应堆的容量。若采用单元制,则以3个反应堆为一组。控制回路复杂,给水控制根据负荷控制变化,核堆低功率时,维持启停给水流量,核堆功率达到20%额定堆功率后,分成2泵-高加-增发器组,故障形响较大,具有一定灵活性,同时,控制回路减少,现场元件比方案一减少,经济性较好。虽然增加投切蒸发器和备用泵回路,实现控制是可以的。最大问题是不能解决自备投切问题。

    • 采用3×50%的给水泵配置,单泵容量为3个反应堆的容量。则以3个反应堆为一组。若采用母管制,则各给水泵出口管道汇集至1个母管,配置1台高加。给水控制根据负荷控制变化,核堆低功率时,维持启停给水流量,核堆功率达到20%额定堆功率后,受汽水分离器出口温度及压力控制。由于一泵供水一台高加和六台蒸汽发生器,存在控制耦合问题,控制回路减少,现场元件比方案一大量减少,经济性好,由于泵容量选择大(50%),因跳一台泵引起大的干扰甚至停堆。

      综合以上各方案,方案一控制简单,经济性差;方案二(单元制)控制方案合理,经济性合理,不能解决泵自备投问题。方案二(母管制)控制方案合理,经济性好,系统运行安全。方案三(单元制)控制方案合理,经济性合理,不能解决泵自备投问题。方案四(母管制)泵切换和故障干扰大,经济性好。方案二(母管制)为控制推荐方案。

    • 1)方案一:汽机旁路按每堆容量50% 考虑,启停控制是常规做法,主要控制汽机进气压力。如发生汽机跳闸或甩负荷工况,不但全开旁路,主蒸汽排到凝汽器,还要打开蒸汽发生器出口PVC阀或安全阀,控制程序较复杂。

      2)方案二:汽机旁路按每堆容量100%考虑,启停控制是常规做法,主要控制汽机进气压力。如发生汽机跳闸或甩负荷工况,只要全开旁路,主蒸汽排到凝汽器,控制程序较简单。

      综合以上方案,方案一经济性好,保护控制逻辑较复杂,方案二经济性稍差,保护逻辑较简单。考虑到机组的用途和目的倾向采用第一方案。

    • 本文对660 MW高温气冷堆项目主要的热力系统进行了优化选型论证。主要结论如下:

      1)每座反应堆分别配置一台汽水分离器、一套旁路装置及相应的阀门,汽水分离器流量按30%额定主蒸汽量考虑。每根主蒸汽管道连接1套启动-停堆系统,设置1套去凝汽器的单堆100%容量的旁路阀门。在去启动-停堆系统及旁路系统支管后,6根主蒸汽管道合并至1根母管。其中启动停堆及正常甩负荷旁路合并设置。从控制策略来看,该方案比较合理,故障影响小。

      2)主给水系统配置4 台 33.3%容量电动调速主给水泵,3台运行,1 台备用,主给水系统母管制,配置单列高加,该控制策略控制合理,有一定耦合干扰,可以通过软件修正,主要特点是安全性好,不容易跳堆,经济性好,控制推荐方案。

      3)汽机旁路的设置,方案一经济性好,保护控制逻辑较复杂,方案二经济性稍差,保护逻辑较简单。考虑到机组的用途和目的倾向采用方案一。

      4)凝结水系统、真空系统等控制策略较常规,不再赘述。

      上述热力系统的优化选型是在参考200 MW高温气冷堆示范项目经验的基础上,并充分借鉴我院百万千万级压水堆常规岛和660 MW等级火电机组的先进成熟经验进行的。优化选型的目标是确保常规岛与核岛的匹配性、安全可靠、运行灵活性、经济适用。

  • 刘宇穗.新型核电机组启停及给水系统控制策略[J].南方能源建设,2020,07(02):127-131.
  • 参考文献 (8)

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