核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统及方法

摘要

本发明公开了一种核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统及方法，包括：带低温烟气余热利用装置的凝结水系统、带中温烟气余热利用装置的给水系统、耦合用汽轮机高压缸、耦合用汽轮机中压缸、耦合用汽轮机低压缸、非核燃料能释放及转化装置和核岛；所述带中温烟气余热利用装置的给水系统包括：高压给水泵、低压给水泵、中温一级烟气余热利用装置和中温二级烟气余热利用装置；本发明有益效果：本发明特殊设计的核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统，充分利用了现有成熟的核岛和非核燃料锅炉的工艺参数特点，解决了以往方案中的设备制造难的问题，增强了核能与常规能源耦合的系统设计中的关键设备的可用性。

权利要求

1.核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统，包括：带低温烟气余热利用装置的凝结水系统、带中温烟气余热利用装置的给水系统、耦合用汽轮机高压缸、耦合用汽轮机中压缸、耦合用汽轮机低压缸、非核燃料能释放及转化装置和核岛；

所述带中温烟气余热利用装置的给水系统包括：高压给水泵、低压给水泵、中温一级烟气余热利用装置和中温二级烟气余热利用装置；

带低温烟气余热利用装置的凝结水系统输出分成两路，其中一路经过高压给水泵与中温一级烟气余热利用装置连接，另一路经过低压给水泵与中温二级烟气余热利用装置连接；

所述中温一级烟气余热利用装置与非核燃料能释放及转化装置连接，所述非核燃料能释放及转化装置与耦合用汽轮机高压缸和耦合用汽轮机中压缸分别连接；

所述中温二级烟气余热利用装置与核岛的给水入口管道连接，所述核岛的出口蒸汽管道与非核燃料能释放及转化装置和耦合用汽轮机低压缸分别连接。

2.如权利要求1所述的核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统，其特征在于，所述非核燃料能释放及转化装置包括依次串联连接的省煤器、水冷壁入口集箱、水冷壁和过热器；所述过热器的出口与耦合用汽轮机高压缸连接；

中温一级烟气余热利用装置输出的水进入省煤器受热并进入水冷壁入口集箱；水冷壁入口集箱的给水经水冷壁汽化后再经过热器受热成为高度过热的蒸汽，过热器出口的高度过热的蒸汽输出至耦合用汽轮机高压缸，高压缸做功带动第一发电机发电。

3.如权利要求1所述的核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统，其特征在于，所述非核燃料能释放及转化装置包括并联连接的第一再热器和第二再热器；所述耦合用汽轮机高压缸的排汽管道与第一再热器的蒸汽入口相连接，高压缸排汽在第一再热器中受热后成为第一再热蒸汽；核岛出口蒸汽进入第二再热器中受热后成为第二再热蒸汽，所述第二再热蒸汽与第一再热蒸汽汇合后通过再热蒸汽母管输送至耦合用汽轮机中压缸，中压缸做功带动第二发电机发电；

进一步地，

中温二级烟气余热利用装置输出的给水经过核岛的给水入口管道进入核岛，经加热、汽化成为微过热蒸汽，所述微过热蒸汽通过核岛出口蒸汽管道输出；

所述核岛出口蒸汽管道分成两路管道，一路为核岛出口蒸汽耦合管道，通过第一阀门接至第二再热器，另一路为核岛出口蒸汽直供管道，通过第二阀门接至耦合用汽轮机低压缸。

4.如权利要求3所述的核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统，其特征在于，在所述核岛出口蒸汽耦合管道、核岛出口蒸汽直供管道上均设有开度可调的阀门，通过阀门开度的调节实现对第二再热蒸汽流量的调节，进而实现对第二再热汽温的调节，以及对第二再热汽温与第一再热汽温混合后的再热汽温的调节。

5.如权利要求1所述的核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统，其特征在于，所述非核燃料能释放及转化装置选用化石燃料汽包锅炉或者化石燃料直流锅炉或者其他能够将非核燃料的化学能转化为热能，并将热能传递给热力循环工质的装置。

6.如权利要求1所述的核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统，其特征在于，耦合用汽轮机高压缸、耦合用汽轮机中压缸和耦合用汽轮机低压缸同轴布置时，在它们的输出轴上连接发电机；

或者，

耦合用汽轮机高压缸、耦合用汽轮机中压缸和耦合用汽轮机低压缸分轴布置时，在它们的输出轴上分别连接发电机。

7.如权利要求1所述的核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统，其特征在于，所述带低温烟气余热利用装置的凝结水系统包括依次串联连接的凝汽器、轴封加热器、尾级低压加热器、低温烟气余热利用装置、首级低压加热器、第一除氧器和第二除氧器；第一除氧器与高压给水泵连接，第二除氧器与低压给水泵连接；

所述第一除氧器和第二除氧器均以汽轮机中压缸的抽汽或排汽作为加热热源，所述低温烟气余热利用装置以低温烟气为热源加热尾级低压加热器出口之后、首级低压加热器入口之前的凝结水。

8.如权利要求1所述的核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统，其特征在于，从中温二级烟气余热利用装置出来的烟气依次经过脱硝装置、空气预热器、除尘器和引风机后进入低温烟气余热利用装置，从低温烟气余热利用装置出来的烟气经过脱硫装置，最后从烟囱排出。

9.如权利要求1所述的核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统，其特征在于，还包括：核岛事故喷淋系统，所述核岛事故喷淋系统包括将凝汽器循环冷却水引一路旁路进入核反应堆上方的应急冷却高位水箱，应急冷却高位水箱位于核反应堆安全壳上部，核反应堆发生事故工况时由应急冷却高位水箱向安全壳提供喷淋水，所述喷淋水一部分受热蒸发进入大气，另一部分多余的喷淋水落入喷淋回收水池，所述喷淋回收水池的水通过抽水泵进入冷却塔冷却后进入冷却水池，循环水泵入口接自冷却水池，循环水泵出口分为两路，一路连接凝汽器，另一路连接应急冷却高位水箱。

10.一种核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统的工作方法，具体包括：

水侧耦合：耦合用汽轮机低压缸排汽在凝汽器中冷凝成为凝结水后分为两路，分别进入第一除氧器和第二除氧器，第二除氧器出口的给水经过低压给水泵进入中温二级烟气余热利用装置，经过中温烟气加热后，进入核岛进一步受热产生饱和蒸汽或微过热蒸汽；

第一除氧器出口的给水经过高压给水泵进入中温一级烟气余热利用装置，经过中温烟气加热后，进入非核燃料能释放及转化装置受热产生高度过热的过热蒸汽，所述过热蒸汽进入耦合用汽轮机高压缸做功发电；

正常运行时，高压给水泵和低压给水泵均运行，两路给水的水源均来自带低温烟气余热利用装置的凝结水系统；启动或解耦运行时，高压给水泵不运行，低压给水泵运行，给水的水源仍来自带低温烟气余热利用装置的凝结水系统；

汽侧耦合：核岛输出的蒸汽分成两路，一路进入非核燃料能释放及转化装置的第二再热器受热成为第二再热蒸汽，与耦合用汽轮机高压缸的排汽在非核燃料能释放及转化装置的第一再热器受热形成的第一再热蒸汽汇合后，进入耦合用汽轮机中压缸做功发电；在正常耦合运行时，另一路与耦合用汽轮机中压缸的排汽汇合后，进入耦合用汽轮机低压缸做功发电；

在启动或解耦运行时，核岛出口蒸汽通过核岛出口蒸汽直供管道直接输送到耦合用汽轮机低压缸，低压缸做功带动第三发电机发电；

在正常运行时，水侧与汽侧均处于耦合状态，在整个热力循环中，各自均处于耦合状态的水侧与汽侧首尾相连，完成做功过程；

在启动或解耦运行时，水侧耦合解耦，只有低压给水泵运行，汽侧耦合也解耦，非核燃料能释放及转化装置不运行，只有核岛产生的蒸汽进入耦合用汽轮机低压缸做功发电，在整个热力循环中，各自处于解耦状态的水侧与汽侧首尾相连，完成做功过程；

进一步地，

通过调节第二再热蒸汽的流量，实现对第二再热汽温的调节，进而调节第二再热汽温与第一再热汽温混合后的再热汽温；

更进一步地，

高压给水泵运行压力大于或等于9.8MPa，低压给水泵运行压力小于9.8MPa。

说明书

核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统及方法

技术领域

[0001] 本发明涉及能源技术领域，特别是涉及核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统及方法。

背景技术

[0002] 现代商用的核电厂主要是亚临界机组，沸水堆核电厂的反应堆一回路冷却剂被引入汽轮机，辐射防护和废物处理比较复杂，因此压水堆为现代商用核电技术的主流。常规压水堆一般为两回路系统，其中二回路系统的蒸汽带动汽轮机发电。由于反应堆载热剂温度的限制(压水堆平均出口温度一般低于330摄氏度)，只能生产压力较低的(5.0～8.0MPa)饱和蒸汽或微过热(过热度为20～30摄氏度)蒸汽，全机理想比焓降很小，蒸汽湿度又高，为了增大单机功率，其蒸汽流量必然很大。目前商用核电厂二回路系统的参数一般为压力约6～8MPa，温度约230℃～290℃左右，发电效率约34％。超临界水冷堆(SCWR)反应堆堆芯出口参数压力约25MPa，温度约500℃，与常规压水堆相比，少一个回路，堆芯出口的热流体直接进入汽轮机，系统热效率接近45％，远高于常规水冷堆34％的热效率。但超临界水冷堆一直处于研究状态，但由于参数大幅提高，缺乏传热流动实验和数值数据，以及缺乏堆内关键材料在超临界水冷堆条件下的化学性能和力学性能等原因，技术上还存在较大的困难，有乐观文献认为需要到2028年具备商用堆建设能力。

[0003] 核电厂大多数都使用饱和蒸汽，核电汽轮机2/3的作功是在低压缸中完成，但核电汽轮机低压缸的排汽湿度较大，一般高达12％～14％，容易造成叶片侵蚀、腐蚀，因此一般采用半速汽轮机，而且在高压缸后需要加专门的汽水分离再热器进行除湿、再热。而火电厂普遍采用过热蒸汽，过热度高，普遍采用全速汽轮机。半速汽轮机转子直径大、重量重，一般来讲，半速汽轮机的材料消耗量要比全速汽轮机超过2倍，对于整台机组来说，半速汽轮机的重量约为全速机组的1.2～2.4倍。相应的汽轮机基础的支承负荷也加大，土建投资加大；半速汽轮机在运输、起吊、安装等方面的投资也比全速汽轮机高。设备造价和安装土建费，半速机比全速机高20％～30％(对整个常规岛相当于高7％左右)。

[0004] 众所周知，核电厂的投资远大于火电厂，而火电厂的热效率又普遍高于核电厂。如果采用合适的方法，搭建合适的系统，能够把火电厂的热力系统耦合进核电厂，那么既能大幅降低初投资，又能大幅提高运行热效率，将大幅提升经济性。

[0005] 由于高温气冷堆的固有安全性，其燃料元件的设计容许温度高达1600℃，故10MW高温气冷实验堆已建成。现有技术提出了一种将模块化高温气冷堆技术与目前已经成熟的超临界蒸汽动力循环技术耦合的方案，采用多堆配一机的方案，一回路采用氦气闭合循环，氦气自上而下流过球床堆芯被加热到750℃左右，二回路采用水及水蒸气循环，水蒸气被氦气加热到超临界蒸汽动力循环所需要的温度，比如565℃，其发电效率将达到45％以上，然而也是由于核岛部分大型化商业化的部分关键技术仍未取得突破，故高温气冷堆仍处在概念设计阶段。

[0006] 由于核岛突破需要解决的技术难点远高于常规火电设备，故核电与超临界蒸汽动力循环耦合的关键点在于不能寄希望于突破核岛设备来适应火电参数，然而这条思路却一直没有被研究人员重视。

[0007] 现有技术中公开了核能与常规能源的串并联耦合发电系统及核能与常规能源直接过热耦合发电系统，但都没有提出常规能源锅炉的具体实施方案。特别是，现有技术公开的核能与常规能源的耦合系统，都是基于从核反应堆出口的蒸汽直接进入所谓的“加热装置”如燃煤锅炉。但具体到锅炉设计时，这种系统设计给锅炉的设计带来了巨大的挑战，因为这种特制的锅炉没有把液态水加热到饱和蒸汽的过程，也就是说没有汽化的过程，与传统锅炉相比，这种锅炉的汽温特性会出现颠覆性的变化，而这种汽温特性的变化所导致的受热面布置的创新设计是巨大的、目前难以得到实验验证的，或者说是很不成熟的。

[0008] 综上所述，核电与超临界蒸汽动力循环耦合的关键点在于既不能寄希望于突破核岛设备来适应火电参数，在短时间内设备设计制造不成熟可靠的情况下，又不能寄希望于大幅度突破火电锅炉来适应在锅炉中不发生汽化的要求。为了更便于工业应用，最值得寄予希望的思路是利用现有成熟的核岛设计制造技术及现有成熟的由液态水到过热蒸汽的火电锅炉设计制造技术，充分发挥核燃料和非核燃料热利用的成熟经验，巧妙设计核岛和非核燃料耦合发电工艺系统来实现高效超临界核能发电。然而，这一思路却没有得到充分发现。

[0009] 综上所述，现有技术中对于高效超临界核能发电系统，尚缺乏有效的、创新而成熟的解决方案。

发明内容

[0010] 为了解决现有技术的不足，本发明的目的之一是提供了一种核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统及方法，解决了现有技术的不成熟问题，增强了核能与常规能源耦合的系统设计中的关键设备的可用性。

[0011] 为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

[0012] 核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统，包括：带低温烟气余热利用装置的凝结水系统、带中温烟气余热利用装置的给水系统、耦合用汽轮机高压缸、耦合用汽轮机中压缸、耦合用汽轮机低压缸、非核燃料能释放及转化装置和核岛；

[0013] 所述带中温烟气余热利用装置的给水系统包括：高压给水泵、低压给水泵、中温一级烟气余热利用装置和中温二级烟气余热利用装置；

[0014] 带低温烟气余热利用装置的凝结水系统输出分成两路，其中一路经过高压给水泵与中温一级烟气余热利用装置连接，另一路经过低压给水泵与中温二级烟气余热利用装置连接；

[0015] 所述中温一级烟气余热利用装置与非核燃料能释放及转化装置连接，所述非核燃料能释放及转化装置与耦合用汽轮机高压缸和耦合用汽轮机中压缸分别连接；

[0016] 所述中温二级烟气余热利用装置与核岛的给水入口管道连接，所述核岛的出口蒸汽管道与非核燃料能释放及转化装置和耦合用汽轮机低压缸分别连接。

[0017] 进一步地，所述非核燃料能释放及转化装置包括依次串联连接的省煤器、水冷壁入口集箱、水冷壁和过热器；所述过热器的出口与耦合用汽轮机高压缸连接；

[0018] 中温一级烟气余热利用装置输出的水进入省煤器受热并进入水冷壁入口集箱；水冷壁入口集箱的给水经水冷壁汽化后再经过热器受热成为过热蒸汽，过热器出口的过热蒸汽输出至耦合用汽轮机高压缸，高压缸做功带动第一发电机发电。

[0019] 进一步地，所述非核燃料能释放及转化装置包括并联连接的第一再热器和第二再热器；所述耦合用汽轮机高压缸的排汽管道与第一再热器的蒸汽入口相连接，高压缸排汽在第一再热器中受热后成为第一再热蒸汽；核岛出口蒸汽进入第二再热器中受热后成为第二再热蒸汽，所述第二再热蒸汽与第一再热蒸汽汇合后通过再热蒸汽母管输送至耦合用汽轮机中压缸，中压缸做功带动第二发电机发电。

[0020] 进一步地，中温二级烟气余热利用装置输出的给水经过核岛的给水入口管道进入核岛，经加热、汽化成为微过热蒸汽，所述微过热蒸汽通过核岛出口蒸汽管道输出；

[0021] 所述核岛出口蒸汽管道分成两路管道，一路为核岛出口蒸汽耦合管道，通过第一阀门接至第二再热器，另一路为核岛出口蒸汽直供管道，通过第二阀门接至耦合用汽轮机低压缸。

[0022] 进一步地，在所述核岛出口蒸汽耦合管道、核岛出口蒸汽直供管道上均设有开度可调的阀门，通过阀门开度的调节实现对第二再热蒸汽流量的调节，进而实现对第二再热汽温的调节，以及对第二再热汽温与第一再热汽温混合后的再热汽温的调节。

[0023] 进一步地，所述非核燃料能释放及转化装置选用化石燃料汽包锅炉或者化石燃料直流锅炉或者其他能够将非核燃料的化学能转化为热能，并将热能传递给热力循环工质的装置，例如燃煤锅炉、燃油锅炉、燃气锅炉、生物质锅炉、垃圾焚烧炉等。

[0024] 进一步地，耦合用汽轮机高压缸、耦合用汽轮机中压缸和耦合用汽轮机低压缸同轴布置时，在它们的输出轴上连接发电机；

[0025] 或者，

[0026] 耦合用汽轮机高压缸、耦合用汽轮机中压缸和耦合用汽轮机低压缸分轴布置时，在它们的输出轴上分别连接发电机。

[0027] 进一步地，所述带低温烟气余热利用装置的凝结水系统包括依次串联连接的凝汽器、轴封加热器、尾级低压加热器、低温烟气余热利用装置、首级低压加热器、第一除氧器和第二除氧器；第一除氧器与高压给水泵连接，第二除氧器与低压给水泵连接；

[0028] 所述第一除氧器和第二除氧器均以汽轮机中压缸的抽汽或排汽作为加热热源，所述低温烟气余热利用装置以低温烟气为热源加热尾级低压加热器出口之后、首级低压加热器入口之前的凝结水。

[0029] 进一步地，从中温二级烟气余热利用装置出来的烟气依次经过脱硝装置、空气预热器、除尘器和引风机后进入低温烟气余热利用装置，从低温烟气余热利用装置出来的烟气经过脱硫装置，最后从烟囱排出。

[0030] 进一步地，还包括：核岛事故喷淋系统，所述核岛事故喷淋系统包括将凝汽器循环冷却水引一路旁路进入核反应堆上方的应急冷却高位水箱，应急冷却高位水箱位于核反应堆安全壳上部，核反应堆发生事故工况时由应急冷却高位水箱向安全壳提供喷淋水，所述喷淋水一部分受热蒸发进入大气，另一部分多余的喷淋水落入喷淋回收水池，所述喷淋回收水池的水通过抽水泵进入冷却塔冷却后进入冷却水池，循环水泵入口接自冷却水池，循环水泵出口分为两路，一路连接凝汽器，另一路连接应急冷却高位水箱。

[0031] 本发明的第二目的是公开一种核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统的工作方法，具体包括：

[0032] 水侧耦合：耦合用汽轮机低压缸排汽在凝汽器中冷凝成为凝结水后分为两路，分别进入第一除氧器和第二除氧器，第二除氧器出口的给水经过低压给水泵进入中温二级烟气余热利用装置，经过中温烟气加热后，进入核岛进一步受热产生饱和蒸汽或微过热蒸汽；

[0033] 第一除氧器出口的给水经过高压给水泵进入中温一级烟气余热利用装置，经过中温烟气加热后，进入非核燃料能释放及转化装置受热产生高度过热的过热蒸汽，所述过热蒸汽进入耦合用汽轮机高压缸做功发电；

[0034] 正常运行时，高压给水泵和低压给水泵均运行，两路给水的水源均来自带低温烟气余热利用装置的凝结水系统；启动或解耦运行时，高压给水泵不运行，低压给水泵运行，给水的水源仍来自带低温烟气余热利用装置的凝结水系统；

[0035] 汽侧耦合：核岛输出的蒸汽分成两路，一路进入非核燃料能释放及转化装置的第二再热器受热成为第二再热蒸汽，与耦合用汽轮机高压缸的排汽在非核燃料能释放及转化装置的第一再热器受热形成的第一再热蒸汽汇合后，进入耦合用汽轮机中压缸做功发电；在正常耦合运行时，另一路与耦合用汽轮机中压缸的排汽汇合后，进入耦合用汽轮机低压缸做功发电；

[0036] 在启动或解耦运行时，核岛出口蒸汽通过核岛出口蒸汽直供管道直接输送到耦合用汽轮机低压缸，低压缸做功带动第三发电机发电；

[0037] 在正常运行时，水侧与汽侧均处于耦合状态，在整个热力循环中，各自均处于耦合状态的水侧与汽侧首尾相连，完成做功过程；

[0038] 在启动或解耦运行时，水侧耦合解耦，只有低压给水泵运行，汽侧耦合也解耦，非核燃料能释放及转化装置不运行，只有核岛产生的蒸汽进入耦合用汽轮机低压缸做功发电，在整个热力循环中，各自处于解耦状态的水侧与汽侧首尾相连，完成做功过程；

[0039] 进一步地，通过调节第二再热蒸汽的流量，实现对第二再热汽温的调节，进而调节第二再热汽温与第一再热汽温混合后的再热汽温；更进一步地，

[0040] 高压给水泵运行压力大于或等于9.8MPa，低压给水泵运行压力小于9.8MPa。

[0041] 本发明的有益效果为：

[0042] 1、本发明特殊设计的核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统，充分利用了现有成熟的核岛和非核燃料锅炉的工艺参数特点，解决了以往方案中的设备制造难的问题，增强了核能与常规能源耦合的系统设计中的关键设备的可用性。

[0043] 2、对于核岛来说，入口参数采用常规核电常用的220摄氏度左右的给水温度，出口参数采用常规核电常用的280摄氏度左右的蒸汽温度；对于非核燃料能释放及转化装置来说，入口采用常规化石燃料锅炉常用的液态给水，出口采用常规化石燃料锅炉常用的过热蒸汽、再热蒸汽(参数可以是700摄氏度及以下)，因此主要的设备设计制造不存在质的变化，从而大大提高了系统的可用性。

[0044] 3、本发明耦合热力系统的热效率在常规核电34％的基础上提高至45％左右，同时所采用的核岛技术已经成熟，避免了超临界水冷堆研究应用过程中出现的各种技术难题(比如热工水力计算难题、关键材料性能难题、辐射防护难题等)；随着效率的提高，与同等发电量的核电机组相比，耦合机组发电所需要的蒸汽量大幅下降，约15％，以相同的汽水损失来考虑，其补水处理的运行成本也将大幅降低。

[0045] 4、具有专门的再热汽温调节措施，可以避免再热汽温超温爆管等传统火电锅炉常见的运行问题。

[0046] 5、由于蒸汽过热度较高，经过汽轮机做功后，排汽湿度远低于现代商用的核电汽轮机，因此具备了采用更轻更紧凑的全速汽轮机的条件，大大降低了投资成本。

[0047] 6、采用常规的核岛两回路技术，辐射防护和废物处理比较成熟简单。

[0048] 7、进入化石燃料的给水是经过高压给水泵来的，与常规最容易想到的只设置一台给水泵方案相比，由于进入化石燃料锅炉的给水压力不再受限于核岛设备的技术成熟度，故可以选择的进入化石燃料锅炉的给水压力比较高，对应的进入耦合用汽轮机高压缸的过热蒸汽的压力也高，从而高压缸做功效率也提高，也就是能源利用效率可大幅提高。

[0049] 8、化石燃料锅炉吹管时，常规采用点燃化石燃料产生蒸汽的方法，而本系统，由于先启动核岛和低压缸，故可以采用核岛产生的蒸汽去对化石燃料锅炉吹管，核燃料成本远低于化石燃料，从而节省了化石燃料的费用。

附图说明

[0050] 图1为本发明核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统结构示意图；

[0051] 图2为本发明非核燃料能释放及转化装置示意图；

[0052] 其中，1.非核燃料能释放及转化装置，2.中温一级烟气余热利用装置，3.中温二级烟气余热利用装置，4.脱硝装置，5.空气预热器，6.除尘器，7.引风机，8.核岛，9.第一发电机，10.第二发电机，11.第三发电机，12.耦合用汽轮机高压缸，13.耦合用汽轮机中压缸，14.耦合用汽轮机低压缸，15.低压给水泵，16.高压给水泵，17.第一除氧器，18.第二除氧器，19.首级低压加热器，20.低温烟气余热利用装置，21.尾级低压加热器，22.轴封加热器，
23.凝汽器，24.脱硫装置，25.烟囱，26.喷淋回收水池，27.应急冷却高位水箱，28.抽水泵，
29.循环水泵，30.冷却塔，31.冷却水池。
具体实施方式：

[0053] 下面结合附图与实施例对本发明作进一步说明。

[0054] 应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本申请提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

[0055] 需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。

[0056] 为了解决背景技术中指出的问题，本发明公开了一种核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统，如图1所示，具体包括：带低温烟气余热利用装置20的凝结水系统、带中温烟气余热利用装置的给水系统、基于非核燃料的过热系统、基于核燃料的过热系统、再热蒸汽耦合及解耦系统、核岛事故喷淋系统、循环水系统。

[0057] 带低温烟气余热利用装置20的凝结水系统包括凝汽器23、轴封加热器22、尾级低压加热器21、低温烟气余热利用装置20、首级低压加热器19、第一除氧器17、第二除氧器18。

[0058] 除氧器以汽轮机中压缸的抽汽或排汽作为加热热源。第一除氧器17所用的加热抽汽取自第二除氧器18所用的加热抽汽的上一级抽汽或第二除氧器18所用的排汽的上一级抽汽。低温烟气余热利用装置20以低温烟气为热源加热尾级低压加热器21出口之后、首级低压加热器19入口之前的凝结水。

[0059] 带中温烟气余热利用装置的给水系统包括高压给水泵16、低压给水泵15、中温一级烟气余热利用装置2和中温二级烟气余热利用装置3。

[0060] 非核燃料能释放及转化装置1如图2所示，包括：依次串联连接的省煤器、水冷壁入口集箱、水冷壁和过热器；所述过热器的出口与耦合用汽轮机高压缸12连接。

[0061] 还包括：并联连接的第一再热器和第二再热器；耦合用汽轮机高压缸12的排汽管道与第一再热器的蒸汽入口相连接。

[0062] 在正常耦合运行时，带中温烟气余热利用装置的给水系统将第一除氧器17加热后的水通过高压给水泵16依次经中温一级烟气余热利用装置2、非核燃料能释放及转化装置1的省煤器受热并进入非核燃料能释放及转化装置1的水冷壁入口集箱，同时，将第二除氧器18加热后的水通过低压给水泵15经中温二级烟气余热利用装置3受热后接入核岛8的给水入口；此时，阀门1-5开，阀门1-4开，阀门1-8关，阀门1-6开，阀门1-7开；

[0063] 在启动或解耦运行时，带中温烟气余热利用装置的给水系统停用高压给水泵16，只启用低压给水泵15，将第二除氧器18加热后的水通过低压给水泵15经中温二级烟气余热利用装置3的旁路给水管道直接送到核岛8的给水入口；此时阀门1-5开，阀门1-4关，阀门1-8开，阀门1-6关，阀门1-7关。

[0064] 作为优选的实施方式，本发明高压给水泵16运行压力大于或等于9.8MPa，低压给水泵15运行压力小于9.8MPa。

[0065] 基于非核燃料的过热系统包括非核燃料能释放及转化装置1的水冷壁、非核燃料能释放及转化装置1的过热器、耦合用汽轮机高压缸12。在正常耦合运行时，基于非核燃料的过热系统将水冷壁入口集箱来的给水经非核燃料能释放及转化装置1的水冷壁汽化后再经非核燃料能释放及转化装置1的过热器受热后成为高度过热的蒸汽，过热器出口的高度过热的蒸汽输出至耦合用汽轮机高压缸12，高压缸做功带动第一发电机9发电。

[0066] 在启动或解耦运行时，基于非核燃料的过热系统停止运行。基于非核燃料的过热系统的热源来自非核燃料，如煤、石油、天然气、煤矸石、生物质、垃圾、污泥等。

[0067] 基于核燃料的过热系统包括核岛8、核岛出口蒸汽管道，所述核岛8包括核反应堆及其辅助设施如安全壳等。

[0068] 在正常耦合运行时，基于核燃料的过热系统将来自核岛8的给水入口的给水加热、汽化成为微过热蒸汽，微过热蒸汽通过核岛出口蒸汽管道输出。基于核燃料的过热系统的热源来自核燃料。

[0069] 再热蒸汽耦合及解耦系统包括耦合汽轮机高压缸排汽管道、非核燃料能释放及转化装置1的第一再热器、核岛出口蒸汽耦合管道、核岛出口蒸汽直供管道、非核燃料能释放及转化装置1的第二再热器、耦合用汽轮机中压缸13、耦合用汽轮机低压缸14。

[0070] 耦合用汽轮机高压缸12排汽管道与非核燃料能释放及转化装置1的第一再热器的蒸汽入口相连接，高压缸排汽在第一再热器中受热后成为第一再热蒸汽。

[0071] 基于核燃料的过热系统的核岛出口蒸汽管道分成两路管道，这两路管道属于所述再热蒸汽耦合及解耦系统，一路称为核岛出口蒸汽耦合管道，通过阀门1-1接至非核燃料能释放及转化装置1的第二再热器，另一路称为核岛出口蒸汽直供管道，通过阀门1-2接至耦合用汽轮机低压缸14。

[0072] 在正常耦合运行时，阀门1-1开，核岛出口蒸汽通过核岛出口蒸汽耦合管道连接至非核燃料能释放及转化装置1的第二再热器中受热后称为第二再热蒸汽，第二再热蒸汽与第一再热蒸汽汇合后通过再热蒸汽母管输送至耦合用汽轮机中压缸13，中压缸做功带动第二发电机10发电。

[0073] 在正常耦合运行时，阀门1-3开，阀门1-2用来调节进入阀门1-1的流量，当阀门1-2关时，核岛8出口的蒸汽100％通过阀门1-1所在的核岛出口蒸汽耦合管道进入非核燃料能释放及转化装置1的第二再热器，当阀门1-2开时，核岛8出口的蒸汽一部分通过阀门1-1所在的核岛出口蒸汽耦合管道进入非核燃料能释放及转化装置1的第二再热器，另一部分通过阀门1-2所在的核岛出口蒸汽直供管道与中压缸排汽管道汇合后进入耦合用汽轮机低压缸14，在正常耦合运行时，通过对阀门1-2、阀门1-1开度的调节可以调节进入非核燃料能释放及转化装置1的第二再热器的蒸汽流量，进而实现对再热汽温的调节(第二再热蒸汽的流量会影响到第二再热蒸汽的温度，进而影响到第二再热蒸汽与第一再热蒸汽混合后的再热蒸汽的温度)。

[0074] 在启动或解耦运行时，阀门1-1关，阀门1-2开，阀门1-3关，核岛8出口蒸汽通过核岛出口蒸汽直供管道直接输送到耦合用汽轮机低压缸14，低压缸做功带动第三发电机11发电。

[0075] 核岛事故喷淋系统包括应急冷却高位水箱27、喷淋回收水池26、抽水泵28。为防止任何工况下核反应堆堆芯热量的散热不足，在循环水泵29出口将凝汽器23循环冷却水引一路旁路进入核反应堆上方的应急冷却高位水箱27，应急冷却高位水箱27位于核反应堆安全壳上部，核反应堆发生事故工况时由应急冷却高位水箱27向安全壳提供喷淋水，排出安全壳内热量，降低安全壳内压力和温度以达到维持安全壳的完整性所能接受的水平，所述喷淋水一部分受热蒸发进入大气，一部分多余的喷淋水落入喷淋回收水池26，喷淋回收水池26的水通过抽水泵28进入冷却塔30冷却后进入冷却水池31。

[0076] 循环水系统包括循环水泵29、冷却水池31、冷却塔30。循环水泵29入口接自冷却水池31。循环水泵29出口分为两路，一路去凝汽器23冷却低压缸排汽，一路去应急冷却高位水箱27。冷却低压缸排汽后的循环水受热升温，在冷却塔30降温后进入冷却水池31。冷却塔30降温原理与常规火电、核电的冷却塔原理相同，例如采用冷却塔填料方式冷却。

[0077] 需要说明的是，非核燃料能释放及转化装置1选用化石燃料汽包锅炉或者化石燃料直流锅炉或者其他能够将非核燃料的化学能转化为热能，并将热能传递给热力循环工质的装置，例如燃煤锅炉、燃油锅炉、燃气锅炉、生物质锅炉、垃圾焚烧炉等。

[0078] 当采用常规的化石燃料汽包锅炉时，给水依次进入水冷壁、汽包、过热器等受热产生过热蒸汽进入耦合用汽轮机高压缸12做功发电，当采用常规的化石燃料直流锅炉时，给水依次进入水冷壁、过热器等受热产生过热蒸汽进入耦合用汽轮机高压缸12做功发电。

[0079] 图1、图2中以直流锅炉为例进行的说明，但是汽包锅炉也应在本发明的保护范围内。

[0080] 作为一种实施方式，中温一级烟气余热利用装置2的烟气入口与非核燃料能释放及转化装置1的烟气出口连接，中温二级烟气余热利用装置3的烟气入口与中温一级烟气余热利用装置2的烟气出口连接；非核燃料能释放及转化装置1的烟气依次经中温一级烟气余热利用装置2、中温二级烟气余热利用装置3、脱硝装置4、空气预热器5、除尘器6、引风机7、低温烟气余热利用装置20、脱硫装置24排至烟囱25。

[0081] 另一方面，本发明公开了核能与非核燃料带再热双链耦合高效发电系统的工作方法，具体包括两部分耦合：

[0082] 一、水侧耦合：

[0083] 低压缸排汽在凝汽器23中冷凝成为凝结水后，依次流经轴封加热器22、尾级低压加热器21、低温烟气余热利用装置20、首级低压加热器19，在首级低压加热器出口的凝结水分为两路，分别进入第一除氧器17和第二除氧器18，第一除氧器17和第二除氧器18的压力不同，第一除氧器17的压力大于第二除氧器18。第二除氧器18出口的给水经过低压给水泵15进入中温二级烟气余热利用装置3，经过中温烟气加热后，进入核岛8进一步受热产生饱和蒸汽或微过热蒸汽；

[0084] 第一除氧器17出口的给水经过高压给水泵16进入中温一级烟气余热利用装置2，经过中温烟气加热后，进入非核燃料能释放及转化装置1的各级受热面受热产生高度过热的过热蒸汽，所述高度过热的过热蒸汽进入耦合用汽轮机高压缸12做功发电；正常运行时，高压给水泵16和低压给水泵15均运行，两路给水的水源均来自凝结水系统；启动或解耦运行时，高压给水泵16不运行，低压给水泵15运行，给水的水源仍来自凝结水系统。

[0085] 需要说明的是，本发明中所涉及到的微过热蒸汽指的是过热度小于或等于50℃的蒸汽；高度过热的过热蒸汽指的是过热度大于50℃的蒸汽。

[0086] 二、汽侧耦合：

[0087] 核岛8输出的蒸汽分成两路，一路流经核岛出口蒸汽耦合管道进入非核燃料能释放及转化装置1的第二再热器受热成为第二再热蒸汽，与耦合用汽轮机高压缸12的排汽在非核燃料能释放及转化装置1的第一再热器受热形成的第一再热蒸汽汇合后，进入耦合用汽轮机中压缸13做功发电；在正常耦合运行时，另一路流经核岛出口蒸汽直供管道与耦合用汽轮机中压缸13的排汽汇合后，进入耦合用汽轮机低压缸14做功发电，在核岛出口蒸汽耦合管道、核岛出口蒸汽直供管道上均设有开度可调的阀门，通过阀门开度的调节实现对第二再热蒸汽流量的调节，进而实现对第二再热汽温的调节，以及对第二再热汽温与第一再热汽温混合后的再热汽温的调节。在启动或解耦运行时，核岛8出口蒸汽通过核岛出口蒸汽直供管道直接输送到耦合用汽轮机低压缸14，低压缸做功带动第三发电机11发电。

[0088] 作为一种实施方式，当耦合用汽轮机高压缸12、中压缸、低压缸同轴布置时，第一、第二、第三发电机11可以合并为一个大型发电机，这时可以省去两台发电机。

[0089] 在正常运行时，水侧与汽侧均处于耦合状态，在整个热力循环中，各自均处于耦合状态的水侧与汽侧首尾相连，完成做功过程；在启动或解耦运行时，水侧耦合解耦，只有低压给水泵15运行，汽侧耦合也解耦，非核燃料能释放及转化装置1不运行，只有核岛8产生的蒸汽进入耦合用汽轮机低压缸14做功发电，在整个热力循环中，各自处于解耦状态的水侧与汽侧首尾相连，完成做功过程。

[0090] 本发明优选的参数：高压给水泵16运行压力大于或等于9.8MPa，低压给水泵15运行压力小于9.8MPa。

[0091] 本发明耦合方法充分利用核岛和化石燃料锅炉的技术特点，把水及水蒸气进行分级、分段升参数，通过突破火电设备来适应核岛参数的思路提升了发电效率。其中通常认为技术难度更高的核岛部分可在现有成熟技术基础上稍加改动即可实现，化石燃料锅炉部分通过常规设计手段的优化也易于实现，因此与其他高效核电技术(如朱书堂2007年提出的将模块化高温气冷堆技术与目前已经成熟的超临界蒸汽动力循环技术耦合的方案、超临界水冷堆技术等)相比，整套技术更易于实施。

[0092] 传统的火电厂，水及水蒸气的升参数过程都在化石燃料锅炉中进行；传统的核电厂，水及水蒸气的升参数过程都在核岛中进行。本发明的耦合方法，充分利用核岛和化石燃料锅炉的技术特点，把水及水蒸气进行双链耦合，即：水在核岛中的气化过程的参数充分利用了现有堆芯一回路的参数范围，比如AP1000一回路热端温度约为324℃，考虑到换热端差等因素，对应的二回路出口温度的上限基本在300℃以下，根据饱和蒸汽的热物性数据，300℃饱和蒸汽对应的压力约为8.58MPa。对于优选的二回路出口温度设计参数280℃，其饱和蒸汽对应的压力约为6.4MPa，低压给水泵15的运行压力也就是6.4MPa加上管道阻力，一般小于9.8MPa，这与现代商用的核电厂的二回路压力和温度比较吻合。由于耦合系统中核岛的进出口工质参数与现代商用核岛的进出口工质参数非常接近，所以对于核岛来讲，技术上不存在难点，这大大降低了技术应用难度。在化石燃料锅炉中，由于在锅炉中仍发生从液态水到蒸汽的汽化过程，仍采用常规的水冷壁，本技术不存在设计制造的本质问题，在常规锅炉基础上进行适当的参数优化设计即可实现，这大大降低了技术应用难度；而且，进入化石燃料的给水是经过高压给水泵16来的，与常规最容易想到的只设置一台给水泵方案相比，由于进入化石燃料锅炉的给水压力不再受限于核岛设备的技术成熟度，故可以选择的进入化石燃料锅炉的给水压力比较高，对应的进入耦合用汽轮机高压缸12的过热蒸汽的压力也高，从而高压缸做功效率也提高，也就是能源利用效率提高，优选的高压给水泵16运行压力大于或等于9.8MPa。

[0093] 耦合热力系统中，进入汽轮机的过热蒸汽的蒸汽温度达到了接近临界或超临界蒸汽动力循环的参数，一般来讲，汽轮机入口新蒸汽温度和再热温度每提高20度，循环效率可以提高1个百分点，以超临界566℃为例，与常规核岛的280℃相比，蒸汽温度提高了286℃，那么蒸汽循环效率理论上可提高约14.3％左右，这将大幅降低度电成本，同时，由于效率的提高，与同等发电量的核电机组相比，耦合机组发电所需要的蒸汽量也可以大幅下降约15％，以相同的汽水损失来考虑，其补水处理成本也将大幅降低。本发明采用了高压给水泵
16和低压给水泵15并联运行技术，又可以专门针对进入耦合用汽轮机高压缸12的过热蒸汽提高压力参数，从而进一步提高了发电效率。另一方面，由于蒸汽过热度较高，经过汽轮机做功后，排汽湿度远低于现代商用的核电汽轮机，因此具备了采用更轻更紧凑的全速汽轮机的条件，大大降低了投资。

[0094] 通过中温烟气余热利用装置利用了中温烟气的热量，代替了常规的高加回热系统，原本用于高加回热的高压缸抽汽量可以用于发电，充分利用了高品质能量；同时，高压加热器(即高加)的散热损失也随之取消，降低了能量转换过程中的损耗，有利于提高耦合机组整体的能源利用效率；高加的事故工况也取消，增强了系统安全性。

[0095] 而且，由于在脱硝装置4之前设置了省煤器、中温一级烟气余热利用装置2和中温二级烟气余热利用装置3，脱硝装置4入口烟气温度可以降低到普通脱硝催化剂可以承受的350摄氏度左右，而不用采用昂贵的高温脱硝催化剂。

[0096] 本发明取消了高加回热系统，由于减少了高加加热抽汽，故这些被减少的抽汽可以用来多发电，有文献报道(孙奉仲，大型汽轮机运行，P178)，传统火力发电厂的高加(高压加热器)全部从回热系统撤出时，凝汽式汽轮机的功率可增加10％，供热式汽轮机的功率可增加14％。

[0097] 对于传统火电厂，高加撤出会导致降低循环热效率，故虽然可以多发电，但增加了煤耗，故综合来看不经济；但对于核能与非核燃料耦合系统，以1000MW等级的核能与非核燃料耦合系统为例，由于核岛的进水温度要求不高于220摄氏度，比传统的1000MW火电厂300摄氏度的给水温度低，即使不设高加，通过化石燃料锅炉尾部烟道中的中温烟气余热利用装置来继续加热给水也不会降低循环热效率。而且，由于在脱硝装置4之前设置了省煤器，脱硝装置4入口烟气温度可以降低到普通脱硝催化剂可以承受的350摄氏度左右，而不用采用昂贵的高温脱硝催化剂。

[0098] 传统火电或核电的高压加热器位于给水泵出口，承受的压力高，且在较高的温度下工作，运行条件差，发生故障的机会较多。一旦发生故障，或因严重泄漏造成壳侧满水时，有可能造成汽、水导入汽轮机，危及机组安全，因此取消高加回热系统，在没有降低循环热效率、提高发电量的同时，还增强了系统的安全性。

[0099] 上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。