技术领域
[0001] 本
发明涉及
能源技术领域，特别是涉及一种高效超临界核电系统及工作方法。
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。
[0010] 常规火电厂启动前通常要对管道进行蒸汽吹管，特别是锅炉内部的换
热管如
过热器、省煤器等。常规火电厂吹管时需要投入大量的燃料，由于吹管时锅炉负荷较低，通常需要稳燃，故对于燃煤锅炉来讲，吹管时需要燃烧大量的燃油来稳燃。对于核电与常规能源耦合系统，这些吹管期间的
化石燃料费均具备节省的可能，但其技术方案没有被报道过。
发明内容
[0011] 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高效超临界核电系统，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。
[0012] 为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
[0013] 一种高效超临界核电系统，包括：
[0014] 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：除
氧器、给水
泵、高压加热器和中温烟气余热利用装置；除氧器、给水泵和高压加热器依次
串联连接，所述高压加热器和中温烟气余热利用装置并联连接；
[0015] 所述带低温烟气余热利用装置的凝结水系统的输出端与除氧器连接，正常耦合运行时，除氧器输出的给水进入中温烟气余热利用装置中被加热；当中温烟气余热利用装置停用时，除氧器输出的给水在高压加热器中被加热；
[0016] 正常耦合运行时，加热后的给水分成两路，第一路给水接至核岛的给水入口，第二路给水接至非核燃料能释放及转化装置；当启动或解耦运行时，加热后的给水仅接至核岛的给水入口；
[0017] 所述第一路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；
[0018] 核岛的出口蒸汽管道分成两路，其中一路与非核燃料能释放及转化装置连接，另一路与耦合用汽轮机低压缸连接。
[0019] 进一步地，所述非核燃料能释放及转化装置包括依次连接的省煤器、水冷壁入口集箱、水冷壁和第一过热器；第二过热器与第一过热器分别与过热器出口集箱连接；
[0020] 所述第二路给水经过非核燃料能释放及转化装置的省煤器入口，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第一过热器受热成为高度过热的过热蒸汽，称为第一过热蒸汽；
[0021] 核岛出口蒸汽进入非核燃料能释放及转化装置的第二过热器受热后成为高度过热的过热蒸汽，称为第二过热蒸汽；
[0022] 正常耦合运行时，所述第一过热蒸汽和第二过热蒸汽在过热器出口集箱汇合后称为主过热蒸汽，主过热蒸汽管道与耦合用汽轮机高压缸连接，主过热蒸汽推动高压缸做功并带动第一发
电机发电；当启动或解耦运行时，非核燃料能释放及转化装置不运行，耦合用汽轮机高压缸也不运行，核岛产生的蒸汽只进入耦合用汽轮机低压缸做功发电；
[0023] 进一步地，通过调节进入非核燃料能释放及转化装置的蒸汽流量，实现对第二过热蒸汽温度的调节，进而实现对主过热蒸汽温度的调节。
[0024] 进一步地，在启动时，先启动核岛和低压缸，故可以采用核岛产生的蒸汽通过核岛出口蒸汽耦合管道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。吹管时，
阀门1-1开，1-20关，1-22关，1-21开，蒸汽流向：核岛出口蒸汽通过核岛出口蒸汽耦合管道进入第二过热器，再进入过热器出口集箱，再进入第一过热器，再进入水冷壁，再进入水冷壁入口集箱，再进入省煤器，最后通过阀门1-21所在的吹管放散管道排向大气。
[0025] 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：凝汽器、
轴封加热器、低压加热器和低温烟气余热利用装置；所述凝汽器与轴封加热器连接，轴封加热器与低压加热器和低温烟气余热利用装置分别连接；正常耦合运行时，凝结水在低温烟气余热利用装置中被加热；当低温烟气余热利用装置停用时，凝结水在低压加热器中被加热。
[0026] 进一步地，非核燃料能释放及转化装置排出的烟气在中温烟气余热利用装置中加热给水，从中温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。
[0027] 进一步地，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，通过第一阀门接至非核燃料能释放及转化装置，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。
[0028] 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。
[0029] 优选的，耦合用汽轮机高压缸由于蒸汽主要在过热区间做功，故耦合用汽轮机高压缸采用全速汽轮机，与常规核电采用半速汽轮机相比，降低设备和土建造价，且高位布置在锅炉出口，缩短主过热蒸汽管道长度，进一步降低昂贵的耐高温主过热蒸汽管道的造价；耦合用汽轮机低压缸采用半速汽轮机，可以适应从核岛出口蒸汽直供管道来的微过热蒸汽的参数。具体设计时，耦合用汽轮机高压缸排汽的参数与核岛出口蒸汽的参数是相近的，耦合用汽轮机低压缸的入口蒸汽参数既能采用耦合用汽轮机高压缸排汽的参数，也能采用核岛出口蒸汽的参数，大大提高了运行的灵活性。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。
[0030] 本发明的目的之二是公开一种高效超临界核电系统的工作方法，包括：
[0031] 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，正常耦合运行时，凝结水在低温烟气余热利用装置中被加热；当低温烟气余热利用装置停用时，凝结水在低压加热器中被加热；加热后的凝结水进入除氧器；
[0032] 正常耦合运行时，除氧器输出的凝结水直接进入中温烟气余热利用装置中被加热；当中温烟气余热利用装置停用时，除氧器输出的凝结水在高压加热器中被加热；
[0033] 正常耦合运行时，加热后的给水分成两路，第一路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，第二路给水接至非核燃料能释放及转化装置受热成为高度过热的第一过热蒸汽；当启动或解耦运行时，水侧耦合解耦，加热后的给水仅接至核岛的给水入口；
[0034] 汽侧耦合：微过热蒸汽通过核岛出口蒸汽管道输出，分成两路：其中一路进入非核燃料能释放及转化装置受热成为高度过热的第二过热蒸汽；正常耦合运行时，第二过热蒸汽与第一过热蒸汽汇合后，进入耦合用汽轮机高压缸做功发电；另一路与耦合用汽轮机高压缸的排汽汇合后，进入耦合用汽轮机低压缸做功发电；
[0035] 当启动或解耦运行时，汽侧耦合解耦，非核燃料能释放及转化装置不运行，耦合用汽轮机高压缸也不运行，核岛产生的蒸汽只进入耦合用汽轮机低压缸做功发电；
[0036] 进一步地，
[0037] 通过调节进入非核燃料能释放及转化装置的微过热蒸汽的流量，实现对进入非核燃料能释放及转化装置的第二过热蒸汽温度的调节，进而实现对进入耦合用汽轮机高压缸做功的主蒸汽温度的调节。本发明的有益效果为：
[0038] 1、本发明特殊设计的一种高效超临界核电系统，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。
[0039] 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(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。锅炉出口温度700℃及以下，与传统核电相比，大大提升了汽轮机效率，且所采用的受热面耐高温材料的可靠性已经在近期投产的火力
发电厂得到验证，因此本系统安全高效、节能环保。
[0040] 3、充分利用引风机后的排烟来加热凝结水，正常耦合运行时不用投运低压加热器，节省的低加抽汽可以多发电。
[0041] 4、充分利用脱硝装置前的烟气来加热给水，正常耦合运行时不用投运高压加热器，节省的高加抽汽可以用于发电，所以说本
申请充分利用了高品质
能量。
[0042] 5、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。
[0043] 6、具有专门的过热汽温调节措施，可以避免过热汽温超温爆管等传统火电锅炉常见的运行问题。
[0044] 7、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。
[0045] 8、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。
[0046] 9、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。
[0047] 10.汽轮机分轴布置的优点还包括：耦合用汽轮机高压缸采用全速汽轮机，与常规核电采用半速汽轮机相比，降低设备和土建造价，且高位布置在锅炉出口，与锅炉蒸汽出口就近布置，缩短主过热蒸汽管道长度，进一步降低昂贵的耐高温主过热蒸汽管道的造价；耦合用汽轮机低压缸采用半速汽轮机，可以适应从核岛出口蒸汽直供管道来的微过热蒸汽的参数。具体设计时，耦合用汽轮机高压缸排汽的参数与核岛出口蒸汽的参数是相近的，耦合用汽轮机低压缸的入口蒸汽参数既能采用耦合用汽轮机高压缸排汽的参数，也能采用核岛出口蒸汽的参数，大大提高了运行的灵活性。
附图说明
[0048] 图1为本发明高效超临界核电系统结构示意图；
[0049] 图2为本发明非核燃料能释放及转化装置示意图；
[0050] 其中，1.非核燃料能释放及转化装置，2.中温烟气余热利用装置，3.脱硝装置，4.空气预热器，5.除尘器，6.引风机，7.核岛，8.第一发电机，9.第二发电机，10.耦合用汽轮机高压缸，11.耦合用汽轮机低压缸，12.除氧器，13.给水泵，14.高压加热器，15.低温烟气余热利用装置，16.低压加热器，17.脱硫装置，18.烟囱，19.轴封加热器，20.凝汽器，21.喷淋回收水池，22.应急冷却高位水箱，23.抽水泵，24.循环水泵，25.冷却塔，26.冷却水池。具体实施方式：
[0051] 下面结合附图与
实施例对本发明作进一步说明。
[0052] 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。
[0053] 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。
[0054] 为了解决背景技术中指出的问题，本发明公开了一种高效超临界核电系统，如图1所示，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、耦合用汽轮机低压缸、非核燃料能释放及转化装置、核岛、核岛事故喷淋系统和循环水系统。
[0055] 带低温烟气余热利用装置的凝结水系统包括：凝汽器20、轴封加热器19、低压加热器16、低温烟气余热利用装置15、阀门1-3、阀门1-4、阀门1-5、阀门1-6和阀门1-17；对于凝结水系统来讲，低压加热器16和低温烟气余热利用装置15并联连接；正常耦合运行时，阀门1-4和阀门1-6关闭，阀门1-3和阀门1-5打开，凝结水在低温烟气余热利用装置15中被加热；
当低温烟气余热利用装置15停用时，阀门1-3和阀门1-5关闭，阀门1-4和阀门1-6打开，凝结水在低压加热器16中被加热。
[0056] 需要说明的是，当阀门1-4和阀门1-6关闭时，阀门1-17也关闭；当阀门1-4和阀门1-6打开时，阀门1-17也打开。
[0057] 带中温烟气余热利用装置的给水系统包括：除氧器12、给水泵13、高压加热器14、中温烟气余热利用装置2、阀门1-7、阀门1-8、阀门1-9、阀门1-10、阀门1-11、阀门1-12、阀门1-16、阀门1-18和阀门1-19。
[0058] 对于给水系统来讲，高压加热器14和中温烟气余热利用装置2并联连接；正常耦合运行时，阀门1-8、阀门1-9和阀门1-12关闭，阀门1-7、阀门1-10和阀门1-11打开，给水在中温烟气余热利用装置2中被加热；当中温烟气余热利用装置2停用时，阀门1-7、阀门1-10和阀门1-11关闭，阀门1-8、阀门1-9和阀门1-12打开，凝结水在高压加热器14中被加热。
[0059] 正常耦合运行时，阀门1-18和阀门1-19均打开，加热后的凝结水输出分为两路，第一路给水通过阀门1-19所在的至核岛的给水管道接至核岛7的给水入口，第二路给水通过阀门1-18所在的至非核燃料能释放及转化装置1的给水管道接至非核燃料能释放及转化装置的省煤器入口。
[0060] 当启动或解耦运行时，阀门1-18关闭，给水仅通过阀门1-19所在的至核岛7的给水管道接至核岛7的给水入口。
[0061] 需要说明的是，当阀门1-8和阀门1-9关闭时，阀门1-16也关闭；当阀门1-8和阀门1-9打开时，阀门1-16也打开。
[0062] 上述的低温烟气余热利用装置15停用或者中温烟气余热利用装置2停用工况是指启动或解耦运行时非核燃料能释放及转化装置1停用导致的低温烟气余热利用装置15停用或者中温烟气余热利用装置2停用；或者，正常耦合运行时由于低温烟气余热利用装置15或者中温烟气余热利用装置2本身故障导致的停用。
[0063] 除氧器12以汽轮机低压缸的抽汽或排汽作为给水的加热热源，高压加热器14以汽轮机高压缸的抽汽或排汽作为给水的加热热源，低压加热器16以汽轮机低压缸的抽汽或排汽作为凝结水的加热热源，低温烟气余热利用装置15以低温烟气为热源加热凝结水，中温烟气余热利用装置2以中温烟气为热源加热给水。
[0064] 经过中温烟气余热利用装置2或者高压加热器14加热后输出的第一路给水经过核岛的给水入口管道进入核岛7，经加热、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。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，通过阀门1-1接至非核燃料能释放及转化装置1，另一路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11。
[0065] 耦合用汽轮机高压缸10由于蒸汽主要在过热区间做功，故耦合用汽轮机高压缸10采用全速汽轮机，与常规核电采用半速汽轮机相比，降低设备和土建造价，且高位布置在锅炉出口，缩短主过热蒸汽管道长度，进一步降低昂贵的耐高温主过热蒸汽管道的造价；耦合用汽轮机低压缸11采用半速汽轮机，可以适应从核岛出口蒸汽直供管道来的微过热蒸汽的参数。具体设计时，耦合用汽轮机高压缸排汽的参数与核岛出口蒸汽的参数是相近的，耦合用汽轮机低压缸11的入口蒸汽参数既能采用耦合用汽轮机高压缸排汽的参数，也能采用核岛出口蒸汽的参数，大大提高了运行的灵活性。
[0066] 非核燃料能释放及转化装置1包括依次连接的省煤器、水冷壁入口集箱、水冷壁和第一过热器；第二过热器与第一过热器分别与过热器出口集箱连接，如图2所示。
[0067] 经过中温烟气余热利用装置2或者高压加热器14加热后输出的第二路给水经过非核燃料能释放及转化装置1的省煤器入口，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第一过热器受热成为高度过热的过热蒸汽，称为第一过热蒸汽；
[0068] 非核燃料能释放及转化装置1还包括一个蒸汽入口，与核岛出口蒸汽耦合管道连接；核岛出口蒸汽耦合管道中的蒸汽进入非核燃料能释放及转化装置1的第二过热器受热后成为高度过热的过热蒸汽，称为第二过热蒸汽；第一过热蒸汽和第二过热蒸汽在过热器出口集箱汇合后称为主过热蒸汽，主过热蒸汽管道与耦合用汽轮机高压缸10连接，主过热蒸汽推动高压缸做功并带动第一发电机8发电。
[0069] 作为优选地实施方式，通过调节阀门1-1和阀门1-2的开度，能够调节经过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的蒸汽的流量，蒸汽流量的调节能够影响蒸汽的温度，从而实现对进入耦合用汽轮机高压缸10的主过热蒸汽温度的调节。
[0070] 在启动时，先启动核岛和低压缸，故可以采用核岛产生的蒸汽通过核岛出口蒸汽耦合管道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。吹管时，阀门1-1开，1-20关，1-22关，1-21开，蒸汽流向：核岛出口蒸汽通过核岛出口蒸汽耦合管道进入第二过热器，再进入过热器出口集箱，再进入第一过热器，再进入水冷壁，再进入水冷壁入口集箱，再进入省煤器，最后通过阀门1-21所在的吹管放散管道排向大气。
[0071] 核岛事故喷淋系统包括应急冷却高位水箱22、喷淋回收水池21、抽水泵23。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24出口将凝汽器20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22，应急冷却高位水箱22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22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，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21，喷淋回收水池21的水通过抽水泵23进入冷却塔25冷却后进入冷却水池26。
[0072] 循环水系统包括循环水泵24、冷却水池26、冷却塔25。循环水泵24入口接自冷却水池26。循环水泵24出口分为两路，一路去凝汽器20冷却低压缸排汽，一路去应急冷却高位水箱26。冷却低压缸排汽后的循环水受热升温，在冷却塔25降温后进入冷却水池26。冷却塔25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。
[0073] 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。
[0074] 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10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10做功发电。
[0075] 图1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。
[0076] 作为一种实施方式，中温烟气余热利用装置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，非核燃料能释放及转化装置1的烟气依次经中温烟气余热利用装置2、脱硝装置3、空气预热器4、除尘器5、引风机6、低温烟气余热利用装置15、脱硫装置17排至烟囱18。
[0077] 另一方面，本发明公开了一种高效超临界核电系统的工作方法，具体包括两部分耦合：
[0078] 一、水侧耦合：
[0079] 耦合用汽轮机低压缸排汽在凝汽器20中冷凝成为凝结水，正常耦合运行时，凝结水在低温烟气余热利用装置15中被加热；当低温烟气余热利用装置15停用时，凝结水在低压加热器16中被加热；加热后的凝结水进入除氧器12；
[0080] 正常耦合运行时，除氧器12输出的凝结水直接进入中温烟气余热利用装置2中被加热；当中温烟气余热利用装置2停用时，除氧器12输出的凝结水在高压加热器14中被加热；
[0081] 正常耦合运行时，凝结水在低温烟气余热利用装置中被烟气加热，给水在中温烟气余热利用装置中被烟气加热，且加热后的给水分成两路，第一路给水经过核岛的给水入口管道进入核岛7，经加热、汽化成为微过热蒸汽，第二路给水接至非核燃料能释放及转化装置1受热成为高度过热的过热蒸汽；当启动或解耦运行时，水侧解耦，凝结水在低压加热器被低加抽汽加热，给水在高压加热器被高加抽汽加热，且给水仅通过至核岛的给水管道接至核岛7的给水入口。
[0082] 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。
[0083] 二、汽侧耦合：
[0084] 微过热蒸汽通过核岛出口蒸汽管道输出，分成两路：其中一路进入非核燃料能释放及转化装置1的省煤器入口，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第一过热器受热成为高度过热的过热蒸汽，称为第一过热蒸汽；
[0085] 核岛出口蒸汽耦合管道中的蒸汽进入非核燃料能释放及转化装置1的第二过热器受热后成为高度过热的过热蒸汽，称为第二过热蒸汽；第一过热蒸汽和第二过热蒸汽在过热器出口集箱汇合后称为主过热蒸汽，主过热蒸汽管道与耦合用汽轮机高压缸10连接，主过热蒸汽推动高压缸做功并带动第一发电机8发电。
[0086] 另一路与耦合用汽轮机高压缸10的排汽汇合后，进入耦合用汽轮机低压缸11做功发电。
[0087] 优选地，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通过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的蒸汽流量的控制，进而调节与第一过热蒸汽汇合后进入耦合用汽轮机高压缸10的蒸汽温度。
[0088] 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11，低压缸做功带动第二发电机9发电。
[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，汽侧耦合解耦，非核燃料能释放及转化装置1不运行，耦合用汽轮机高压缸也不运行，核岛产生的蒸汽只进入耦合用汽轮机低压缸11做功发电。
[0090] 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。
[0091] 正常耦合运行时，充分利用脱硝装置前的烟气来加热给水，正常耦合运行时不用投运高压加热器，节省的高加抽汽可以用于发电，充分利用了高品质能量，，由于在脱硝装置3之前设置了省煤器和中温烟气余热利用装置，脱硝装置3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。
[0092] 耦合和解耦方法涉及到双链耦合方法。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
专利所述的耦合方法，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：
[0093] 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，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。。
[0094] 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7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。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。
[0095] 正常耦合运行时，充分利用脱硝装置前的烟气来加热给水，正常耦合运行时不用投运高压加热器，节省的高加抽汽可以用于发电，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％。
[0096] 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1000MW等级的核能与化石能源耦合系统，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，通过化石燃料汽包锅炉或者化石燃料直流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。
[0097] 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。
