一种高效核能利用系统及方法与流程

本发明涉及能源技术领域，特别是涉及一种高效核能利用系统。

背景技术：

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。

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)。

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。

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。文献朱书堂“模块式高温气冷堆超临界循环一次再热方案研究”，2007年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。

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，而是突破火电设备来适应核岛参数，然而这条思路却一直没有被研究人员注意。

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。核电与常规能源耦合的锅炉虽然采用的是常规的化石燃料，但具体到锅炉岛本身的设计，其边界条件还是与传统的单纯燃用化石燃料的锅炉有很大的不同。众所周知，锅炉由“锅”和“炉”组成，“锅”主要指汽水系统，属于吸热功能，“炉”主要指燃烧系统，属于放热功能。锅炉本身就存在汽水系统和燃烧系统的自耦合问题，自耦合做的不好，则会造成锅炉干烧、炉膛压力不稳定甚至超压爆炸等各种危险的后果。对于每一种特定的锅炉型式，为了满足汽水系统和燃烧系统耦合所采用的技术措施都是不一样的。传统的单纯燃用化石燃料的锅炉的“锅”是把液态水加热到饱和蒸汽，再继续加热到过热蒸汽；而核能与化石燃料耦合的锅炉的“锅”则是把从核岛出来的饱和蒸汽或微过热蒸汽加热到高度过热的蒸汽，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，这是因为水吸收汽化潜热没有在锅炉中进行，而是在温度范围等各方面条件更适合的核岛中进行了。这给核电与化石能源耦合所采用的锅炉的设计带来了新的问题，而这个问题的解决方案从未有公开文献报道。

综上所述，现有技术中对于核能与常规能源耦合系统中的专用锅炉问题，尚缺乏有效的解决方案。

技术实现要素：

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核能利用系统，解决了耦合用化石燃料锅炉汽水系统和燃烧系统的自耦合问题，实现了耦合用化石燃料锅炉将从核岛输出的饱和蒸汽或微过热蒸汽加热到高度过热的蒸汽，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。

一种高效核能利用系统，包括凝结水系统、给水系统、蒸汽发生系统及蒸汽做功系统，所述凝结水系统将凝结的水依次输出至凝结水低加回热器、烟气余热利用装置、另一级凝结水低加回热器及除氧器进行加热；

所述给水系统将除氧器加热后的水通过给水泵打入至核岛加热；

所述蒸汽发生系统包括核岛、耦合用化石燃料锅炉，所述给水在核岛内受热蒸发形成温度较低的饱和蒸汽或微过热蒸汽，所述核岛输出的蒸汽分为两路，一路蒸汽以对流换热为主，即输出至耦合用化石燃料锅炉的低温对流过热器，所述低温对流过热器布置在炉膛内接近炉膛出口的位置，由烟气通过低温对流过热器加热从核岛输出的温度较低的饱和蒸汽或微过热蒸汽；另一路蒸汽则是通过墙式过热器入口集箱输出至墙式过热器加热，所接受的辐射换热和对流换热并重，所述墙式过热器出口设有墙式过热器出口集箱，两路加热后的蒸汽在高温对流过热器入口汇合，并在高温对流过热器中进一步被加热为高度过热的蒸汽；

高温对流过热器的热源来自续燃区域来的烟气与扩容区域再循环烟气汇合后的烟气，低温对流过热器的热源来自扩容区域来的烟气与对流区域再循环烟气汇合后的烟气；

所述蒸汽做功系统包括耦合用汽轮机及发电机，所述耦合用汽轮机包括耦合用汽轮机高压缸及耦合用汽轮机低压缸，在高温对流过热器出口输出的高度过热的蒸汽进入耦合用汽轮机高压缸中做功并带动发电机发电，耦合用汽轮机高压缸的排汽进入耦合用汽轮机低压缸进一步做功并带动发电机发电。

进一步优选的技术方案，所述耦合用汽轮机高压缸和耦合用汽轮机低压缸同轴布置或分轴布置，分轴布置时所述耦合用汽轮机高压缸及低压缸分别连接至各自对应的发电机，同轴布置时耦合用汽轮机高压缸通过主轴连接至耦合用汽轮机低压缸，耦合用汽轮机低压缸通过主轴连接至两者共用的发电机。

进一步优选的技术方案，所述耦合用化石燃料锅炉连接有烟气再循环系统，所述烟气再循环系统通过输入烟气至耦合用化石燃料锅炉炉膛不同的区域用来调节炉膛不同区域火焰和烟气温度，使得炉膛内各处的烟气温度可控，进而使得锅炉内蒸汽温度各处均可控。

进一步优选的技术方案，所述耦合用化石燃料锅炉包括燃烧室、炉膛及尾部烟道，炉膛位于燃烧室的上部，尾部烟道连接至炉膛，墙式过热器布置在整个炉膛的炉墙上；

所述炉膛自下至上划分为续燃区域、扩容区域、对流区域，对流区域自下至上依次设置有高温对流过热器及低温对流过热器；

所述扩容区域包括锥段、锥段前置直段、扩容区域烟气再循环管路连接口，所述扩容区域烟气再循环管路连接口位于锥段的前置直段上，所述锥段的前置直段位于锥段的下方，所述锥段的前置直段与续燃区域连接，所述扩容区域烟气再循环管路连接口连接自扩容区域烟气再循环管路，所述扩容区域通过从炉后引风机后或引风机前引出的扩容区域再循环烟气实现对从续燃区域来的烟气的增容降温，其目的是增加对流换热所需要的烟气量。

所述对流区域位于扩容区域的上方，由于烟气量大增，故对流换热效果大大增强，且由于烟气得到了降温，故受热面超温爆管的可能性大大降低，锅炉的安全性大大提高，在该区域内烟气主要通过对流换热的形式实现对高温对流过热器、低温对流过热器中的蒸汽加热。

所述对流区域的中部，即高温对流过热器和低温对流过热器之间的炉膛直段上设置有对流区域烟气再循环管路连接口，在所述对流区域中，对流烟气再循环管路连接口上方区域布置有低温对流过热器，所述对流区域烟气再循环管路连接口连接对流区域烟气再循环管路，通过从炉后引风机后或引风机前引出的对流区域再循环烟气实现了对从高温对流过热器出口来的烟气的进一步增容降温，故进一步增强了低温对流过热器的对流换热效果，同时也进一步降低了低温对流过热器超温爆管的风险。

所述续燃区域包括一段过渡直段炉膛、续燃区域烟气再循环管路连接口，所述过渡直段炉膛与其下方的燃烧室顶部相连接，并与其上方的锥段的前置直段相连接，在所述过渡直段炉膛内实现对燃烧室排出的燃料的进一步燃烧，所述续燃区域烟气再循环管路连接口连接续燃区域烟气再循环管路，通过从炉后引风机后或引风机前引出的续燃区域再循环烟气实现了对从燃烧室来的烟气的进一步增容降温，可以防止墙式过热器超温爆管，也可以从燃烧室带出的没能及时排除的部分液态灰渣冷却成固态并抱团沉降回燃烧室区域，而避免液态灰渣到了更高的炉膛区域沾污受热面。

对流区域烟气再循环管路用来进一步给烟气增容降温，以实现提高低温对流过热器对流换热效果的目的，对流换热的传热量是由传热公式决定的，传热公式中包含烟气量和端差。

进一步优选的技术方案，所述尾部烟道内依次设置有脱硝装置及空气预热器，所述空气预热器通过除尘器连接至引风机，所述耦合用化石燃料锅炉输出的低温烟气经引风机引出至烟气余热利用装置，或所述烟气余热利用装置位于空气预热器与除尘器之间，低温烟气在所述烟气余热利用装置中加热凝结水系统的凝结水，所述烟气余热利用装置中被加热的凝结水进一步经低加、除氧器、给水泵传送至核岛。

进一步优选的技术方案，所述烟气再循环系统的烟气取自引风机后或取自引风机前，由烟气再循环风机通过再循环管路将烟气抽至炉膛各区域，所述再循环管路经烟气再循环风机将烟气分别输送至分别设置在续燃区域、扩容区域、对流区域的扩容区域烟气再循环管路、对流区域烟气再循环管路、续燃区域烟气再循环管路，所述扩容区域烟气再循环管路、对流区域烟气再循环管路、续燃区域烟气再循环管路上均设置有调节风门，用于调节至炉膛不同区域的再循环烟气量。

进一步优选的技术方案，所述耦合用化石燃料锅炉的燃烧室内壁、外壁均设置有采用保温绝热材料的保温层，所述燃烧室的入口端与燃烧器相连，所述燃烧器上设置有送粉管道入口，所述燃烧室设置有液态排渣口。

进一步优选的技术方案，所述保温层内部设置冷却管路，作为应急备用，正常运行时不通水或其他介质，事故需要降温时通入水或其他介质来冷却燃烧室。

所述烟气余热利用装置是表面式换热器，加热介质是烟气，被加热的介质是凝结水，连接至反应堆的是被加热的介质。

进一步优选的技术方案，所述耦合用化石燃料锅炉采用w型火焰燃烧室或其他形状的火焰燃烧室。

本发明的目的之二是提供了一种高效核能利用系统的工作方法，包括：

利用核岛和化石燃料锅炉将水及水蒸气进行分级、分段升参数，即凝结水系统将凝结的水经过轴封加热器和#3低加加热为第1段加热，第1段加热后液态水经过化石燃料锅炉燃烧后的烟气余热利用装置加热为第2段加热，第2段加热后液态水经过#2低加加热为第3段加热，第3段加热后液态水经过除氧器加热为第4段加热，蒸汽发生系统将第4段加热后液态水经过核岛加热为蒸汽为第5段加热，第5段加热后蒸汽经过耦合用化石燃料锅炉加热为过热蒸汽为第6段加热；耦合用化石燃料锅炉通过液态排渣口将燃烧后的渣体以液态的形式排出；其中第6段加热的热源，高温对流过热器的热源来自续燃区域来的烟气与扩容区域再循环烟气汇合后的烟气，低温对流过热器的热源来自扩容区域来的烟气与对流区域再循环烟气汇合后的烟气。

其中，核岛输出的饱和蒸汽或微过热蒸汽进入耦合用化石燃料锅炉，具体的汽水流程为：

核岛输出的蒸汽分为两路，一路蒸汽以对流换热为主，即输出至低温对流过热器，由烟气通过低温对流过热器加热从核岛输出的温度较低的饱和蒸汽或微过热蒸汽；另一路蒸汽则是输出至墙式过热器，所接受的辐射换热和对流换热并重，两路加热后的蒸汽在高温对流过热器入口汇合，并在高温对流过热器中进一步被加热后为高度过热的蒸汽，然后进入耦合用汽轮机中做功发电；

为了更好的控制耦合用化石燃料锅炉各处受热面的蒸汽温度，采用了烟气再循环措施调节耦合用化石燃料锅炉炉膛各处的烟气温度和烟气容量，按照物理高度从低向高的顺序，最底层的再循环管路位于续燃区域，也就是燃烧室出口之后，炉膛四壁设有墙式过热器吸热，此处烟气温度高，为主要的辐射受热区域，该区域设置了烟气再循环管路，称为续燃区域烟气再循环管路；

第二层的再循环管路为扩容区域烟气再循环管路，位于扩容区域，也就是高温对流过热器入口之前，扩容区域烟气再循环管路引入了低温烟气降温增容，扩容区域烟气再循环管路的上方炉膛设置有锥段；

第三层的再循环管路位于高温对流过热器和低温对流过热器之间，为对流区域烟气再循环管路，用来进一步给烟气增容降温。

本申请此处加热的工质为水或水蒸气。

与现有技术相比，本发明的有益效果是：

1、本发明特殊设计的采用烟气分区再循环技术的化石燃料锅炉，解决了耦合用化石燃料锅炉汽水系统和燃烧系统的自耦合问题，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。

2、烟气分区再循环利用了低温废弃的烟气，增加了烟气容量，提高了对流换热效果，降低了燃煤量。

3、扩容锥段的设计充分利用了炉膛的空间，节省了锅炉受热面和钢结构的重量和成本。

4、分区控制烟气温度的策略降低了受热面超温爆管的风险，也降低了各段受热面的材料成本，特别是低温过热器的材料成本，无需在低温过热器区域采用价格昂贵的耐高温材料。

5、耦合用锅炉采用液态排渣，对于煤种的适应性更强，受热面沾污减少，锅炉更安全，更适合用于与对安全性能要求较高的核岛耦合。

6、汽轮机分轴布置的优点还包括：高压缸可以高位布置，与锅炉蒸汽出口就近布置，减少了昂贵的主蒸汽、蒸汽管道的长度，降低了造价，而低压缸可以低位布置，降低土建成本。

7、充分利用引风机再循环后的排烟或空预器与除尘器之间的尾部烟气来加热凝结水，减少了至少一级低加，降低了回热系统的投资，且节省的低加抽汽可以多发电。

8、锅炉出口温度在500℃～700℃，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。

9、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)；

10、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。

11、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本专利所述的设计优化也易于实现，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。

12、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。

13、取消了高加回热系统，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，加热器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。

14、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。

附图说明

构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本申请的进一步理解，本申请的示意性实施例及其说明用于解释本申请，并不构成对本申请的不当限定。

图1为本发明一种实施例子的整体结构示意图；

图2为本发明另一种实施例子的整体结构示意图；

图3为本发明蒸汽流程图；

图中，1、核岛，2、墙式过热器出口集箱，3、低温对流过热器，4、高温对流过热器，5、燃烧器，6、燃烧室，7、液态排渣口，8、保温层，9、续燃区域烟气再循环管路，10、扩容区域烟气再循环管路，11、对流区域烟气再循环管路，12、脱硝装置，13、空气预热器，14、除尘器，15、引风机，16、再循环风机，17、耦合用汽轮机低压缸，18、除氧器，19、给水泵，20、#2低加，21、烟气余热利用装置，22、#3低加，23、凝汽器，24、轴封加热器，25、脱硫装置，26、烟囱，27、耦合用汽轮机高压缸，28、耦合用化石燃料锅炉，29、发电机，30、墙式过热器，31、墙式过热器入口集箱。

具体实施方式

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。

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。

正如背景技术所介绍的，现有技术中存在核能与常规能源耦合系统中的没有专用锅炉的不足，为了解决如上的技术问题，本申请提出了一种高效核能利用系统及方法。

本申请的一种典型的实施方式中，如图1所示，提供了一种高效核能利用系统，其中，核能与常规能源相耦合的系统主要设备包括核反应堆及其辅助设施(简称“核岛1”)、耦合用化石燃料锅炉28、耦合用汽轮机高压缸27、耦合用汽轮机低压缸17、发电机29、#2低加20(低加回热器)、#3低加22(低加回热器)、除氧器18、烟气余热利用装置21、给水泵19、凝汽器23等设备。其中，耦合用化石燃料锅炉采用烟气分区再循环调节炉膛内的火焰及烟气温度进而调节蒸汽温度。现有技术中提出的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中没有化石燃料锅炉。另外，现有的技术中核能与常规能源的耦合系统中没有介绍耦合用化石燃料锅炉自身燃料系统和汽水系统的耦合措施，而是仅仅以换热器示意代替。

关于核岛部分释放的热量主要用来将水气化，而被耦合的火电系统释放的热量主要用来加热液态水和提高蒸汽的过饱和度。进入汽轮机的蒸汽压力采用原核电汽轮机的进口压力，而进入汽轮机的蒸汽温度采用常规火电系统的进口温度(例如亚临界538℃，超临界566℃～700℃等)。过热蒸汽首先进入高压缸做功发电，做完功后的高压缸排汽进入低压缸进一步做功发电，在低压缸内做完功后的乏汽进入凝汽器中冷凝为凝结水。凝结水系统在常规火电系统的凝结水低加回热系统基础上增加了利用耦合用化石燃料锅炉尾部的烟气余热利用装置来加热凝结水，除氧器后的给水采用给水泵打入核岛。给水系统取消高加回热系统，节省的高加抽汽用于高压缸多发电，传统方式依靠高加回热加热的给水，在给水仍保持液态时，主要在化石燃料锅炉的尾部烟道烟气余热利用装置中完成被加热。

耦合和解耦方法涉及到水及水蒸气分级分段升参数方法。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，把水及水蒸气进行分级、分段升参数，即轴封加热器24和#3低加22(热源来自汽机低压缸3级抽汽)为第1段加热，化石燃料锅炉燃烧后的烟气余热利用装置21为第2段加热，#2低加20(热源来自低压缸2级)为第3段加热，除氧器18(热源来自中压缸排汽)为第4段加热，核岛1为第5段加热，化石燃料锅炉为第6段加热。其中，正常运行时，从第1到第6段加热后的蒸汽称为主蒸汽，其中，第1、2、3段加热均自带旁路，局部事故工况时可以分别切除第1、2、3段对水加热的过程而直接通过旁路进入到下一阶段的加热过程中。核岛为主加热源、化石燃烧锅炉为次加热源。第5段加热的热源来自于主加热源，第2、6段加热的热源来自于次加热源。在次加热源中，液态水第2段的加热为基础加热段，蒸汽第6段的加热为提效加热段。

具体说来，液态水的受热来自两方面，一是化石燃料锅炉中温、低温烟气余热利用装置，二是汽轮机抽汽低加回热(常规的核电常规岛和常规的火电热力系统中，低加回热均为常规技术)。水的气化过程发生在核岛的蒸汽发生器中，水蒸汽的过热发生在化石燃料锅炉中。其中，水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，本技术不存在关键材料的研制等制约性因素，可以通过合理布置辐射和对流受热面，实现水及水蒸气分段升参数的目的。

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％以上，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。

对于实现锅炉自身燃料系统和汽水系统的自耦合，本申请作出了耦合用化石燃料锅炉，具体措施在于：取消了传统锅炉的水冷壁，增加了墙式过热器30，增加了用来调节炉膛不同区域火焰和烟气温度的烟气再循环系统，所述烟气再循环系统的烟气取自引风机后或取自引风机15前，由专用的烟气再循环风机16抽至炉膛各区域，在再循环风机至炉膛各区域的管路上设有调节风门，可以调节去不同区域的再循环烟气量，从而使得炉膛内各处的烟气温度可控，进而使得锅炉的“锅”里的蒸汽温度各处均可控。

耦合用化石燃料锅炉的“炉”，和传统的化石燃料锅炉相比，耦合用化石燃料锅炉将传统锅炉的水冷壁替换为汽冷墙式过热器；由于没有了水冷壁，无法发挥“锅”中水在相变过程中对炉内温度便于控制的优势，故采用绝热设计的燃烧室。由于燃烧后的飞灰对受热面的强烈冲刷，以及飞灰在受热面上的沾污等因素将有可能导致锅炉检修、停运等事故情况，对于核能耦合化石能源锅炉系统来讲，锅炉的非计划停运还会导致与之耦合的核岛停运以及相应的核反应堆安全问题，为了避免或降低以上现象发生的可能性，耦合用化石燃料锅炉采用液态排渣锅炉，将大量的灰渣以液态形式从炉膛底部排出。

与固态排渣相比，对于同样品质的煤，液态排渣需要的炉膛燃烧温度较高，采用绝热设计的燃烧室由于没有在燃烧室吸热，故更利于做到液态排渣。由于减少了沾污，液态排渣锅炉对于煤种的适应性更强，锅炉更安全，更适合用于与对安全性能要求较高的核岛进行耦合。

传统的化石能源锅炉由于需要水从液态到气态相变的过程，故辐射受热面在受热面中所占的比例比较高，而耦合用化石燃料锅炉的吸热体系里面没有水从液态到气态相变的过程，蒸汽由饱和蒸汽或微过热蒸汽吸热成为高度过热蒸汽的过程主要通过对流换热而不是辐射换热，因此，炉膛中布置的更多的是对流换热面而不是辐射换热面。

对于对流换热面来讲，烟气流速对于换热效果来讲非常重要。流速高，对流换热系数高，则换热效果好，锅炉热效率一般较高。本专利需要的锅炉出口蒸汽温度为700℃及以下，因此合理的烟气是大量的在1000℃左右的中温烟气而不是少量的在2000℃左右的高温烟气。

然而，灰熔点一般在1500℃左右，为了实现液态排渣，绝热设计的燃烧室的温度可以高达2000℃，但燃烧后的烟气进入到换热区域，如果参与换热的烟气温度仍高达2000℃，那么所采用的耐高温材料的成本也将大大高于1000℃烟气参与换热的方案的成本。

因此，为了降低锅炉受热面的投资，同时提高换热效率，一种可行的方法是从炉后抽取低温烟气进入炉膛再循环，一方面降低了换热区域的烟气温度，另一方面增大了烟气量，提高了对流换热效果。优选的，可采用引风机后200℃及以下温度的低温烟气。

优选的，锅炉采用w型火焰燃烧室，燃烧室周围采用保温材料绝热，保温层内部设置少量的冷却管路作为应急备用，正常运行时不通水，事故需要降温时通入水来冷却燃烧室。

从核岛出来的饱和蒸汽或微过热蒸汽进入耦合用化石燃料锅炉的汽水流程顺序如图3所示：

也就是说，核岛来的蒸汽先是分成了两路，一路以对流换热为主，即低温对流过热器，布置在炉膛内接近炉膛出口的位置，此处由于从燃烧室至炉膛出口布置了众多的受热面，且有一路专门设置的对流区域再循环烟气管路进一步给烟气增容(增加体积流量)降温，所以此处的烟气温度较低，适宜加热从核岛出来的温度不是特别高(约300摄氏度以下)的饱和蒸汽或微过热蒸汽；另一路则是输出至墙式过热器，所接受的辐射换热和对流换热并重，所述墙式过热器布置在整个炉膛(燃烧室除外)的炉墙上，类似传统锅炉的水冷壁(传统锅炉也有墙式过热器的说法和布置，但在炉膛四壁受热面中所占的比例极小，只能算是水冷壁的补充)，墙式过热器30入口设有墙式过热器入口集箱31，墙式过热器30出口设有墙式过热器出口集箱2。这两路在高温对流过热器4的入口汇合，并在高温对流过热器中进一步被加热称为高度过热的蒸汽，然后进入耦合用汽轮机高压缸中做功发电。耦合用汽轮机高压缸排汽进入耦合用汽轮机低压缸中进一步做功发电。

为了配合汽水系统的布置，采用了烟气再循环措施调节炉膛各处的烟气温度和烟气容量。按照物理高度从低向高的顺序，最底层的再循环管路位于续燃区域，也就是燃烧室出口，这里的炉膛四壁设有墙式过热器吸热，此处烟气温度高，是主要的辐射受热区域，但为了防止受热面超温爆管，也为了能把从燃烧室带出的没能及时排除的部分液态灰渣冷却成固态并抱团沉降回燃烧室区域，而避免液态灰渣到了更高的炉膛区域沾污受热面，专门在这个区域设置了烟气再循环管路，称为续燃区域烟气再循环管路9。

第二层的再循环管路为扩容区域烟气再循环管路10位于扩容区域，也就是高温对流过热器入口，由于对流换热器需要大量的烟气(可提高流速进而增强换热效果)和大约1500摄氏度以下的温度，因此在这里引入了低温烟气降温增容，称为扩容区域烟气再循环管路，由于烟气量大增，所以在这个管路的上方，炉膛设置有锥段，用来增加对流换热受热面的布置面积，提高炉膛空间的利用率。

第三层的再循环管路位于高温对流过热器4和低温对流过热器3之间，为对流区域烟气再循环管路11，用来进一步给烟气增容降温，更低的烟气温度可以降低受热面超温爆管的风险，也降低低温过热器的材料成本，更大的烟气量可以提高低温过热器的受热效果。同时降低的烟气温度可以保证脱硝装置采用普通的催化剂而不是昂贵的高温催化剂，从而降低了投资和运行更换的成本。

化石燃料锅炉的底部为燃烧室6，燃烧室的两端分别设置有燃烧器5，燃烧室的底部设置有液态排渣口7，燃烧室的内壁和外壁分别设置有保温层8。

如图1所示，化石燃料锅炉输出的烟气依次经过脱硝装置12、空气预热器13、除尘器14、引风机15，然后分两路，一路至烟气余热利用装置，另一路至再循环风机。烟气余热利用装置输出端依次连接至脱硫装置25、烟囱26。其中，烟气再循环系统的烟气取自引风机后或取自引风机前。

本发明的另一实施例子中，如图2所示，烟气余热利用装置21设置在空气预热器13、除尘器14之间，凝结水经#3低加通过烟气余热利用装置21连接至#2低加。

本申请中汽轮机的高压缸和低压缸可以同轴布置也可以分轴布置。分轴布置时需要多增加一台发电机。

本申请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％。

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，除氧器温度已在220摄氏度左右，因此即使不设高加，也不会降低循环热效率。

传统方式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，因此本申请取消高加回热系统，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。

以上所述仅为本申请的优选实施例而已，并不用于限制本申请，对于本领域的技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。