CN109139161B - 基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统和方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统及方法，包括：凝结水系统、给水系统和核岛依次连接，凝结水系统包括凝汽器，循环水系统与凝汽器连接，循环水系统将进入凝汽器的排汽冷却为凝结水，凝结水经凝结水系统输送至给水系统，给水系统对给水加热后输送至核岛；核岛的蒸汽出口管道连接蒸汽蓄热器，非核燃料能释放及转化装置与气‑汽换热器连接，非核燃料能释放及转化装置与耦合用汽轮机高压缸的进汽管道连接，气‑汽换热器与耦合用汽轮机高压缸的排汽管道与耦合用汽轮机中压缸的进汽管道分别连接。本发明充分利用了高压气体的高比热容特性，与水蒸气相比，增加了非核燃料能释放及转化装置的安全性。

Description

基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统和方法

技术领域

本发明涉及能源技术领域，特别是涉及基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统和方法。

背景技术

压水堆是现代商用核电的主流技术。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％。

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达、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。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。

核岛受限于燃料棒组件的限制，长期稳定安全运行时有最低负荷的要求；锅炉受限于燃烧稳定的影响，也存在最低稳燃负荷。通常来讲，核岛长期稳定安全运行的负荷比例为核岛额定负荷的15％左右，燃煤锅炉在不投油情况下保持长期稳定安全运行的负荷比例为锅炉额定负荷的30％左右。

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，更没有提出能适应系统升降负荷、启动和切除锅炉岛的策略。特别是水蒸气的比热容比较低，若核能与化石燃料耦合的锅炉的“锅”仅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，那么这种特制的锅炉就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，现有技术中没有针对系统升降负荷特别有效的解决策略，也没有针对入口是水蒸气的锅炉的科学合理的设计。

发明内容

为了解决现有技术的不足，本发明公开了一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统和方法，解决了入口是水蒸气的锅炉的受热面设计问题，解决了系统升降负荷调节的问题。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

在一个或多个实施例公开的一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统，包括：凝结水系统、给水系统、循环水系统、耦合用汽轮机、带基本负荷汽轮机、蒸汽蓄热器、气-汽换热器、非核燃料能释放及转化装置和核岛；所述耦合用汽轮机包括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；

凝结水系统、给水系统和核岛依次连接，所述凝结水系统包括凝汽器，循环水系统与凝汽器连接，循环水系统将进入凝汽器的排汽冷却为凝结水，所述凝结水经凝结水系统输送至给水系统，给水系统对给水加热后输送至核岛；

核岛的蒸汽出口管道连接蒸汽蓄热器，所述蒸汽蓄热器的出口蒸汽管道分成四路，其中第一路接至带基本负荷汽轮机，第二路接至非核燃料能释放及转化装置，第三路连接凝汽器，第四路排至大气；

所述非核燃料能释放及转化装置与气-汽换热器连接，所述非核燃料能释放及转化装置与耦合用汽轮机高压缸的进汽管道连接，所述气-汽换热器与耦合用汽轮机高压缸的排汽管道与耦合用汽轮机中压缸的进汽管道分别连接。

进一步地，所述非核燃料能释放及转化装置包括蒸汽过热器，蒸汽蓄热器的出口蒸汽被蒸汽过热器加热成为主蒸汽，主蒸汽经过主蒸汽管道进入耦合用汽轮机高压缸做功。

进一步地，所述非核燃料能释放及转化装置包括气体吸热器，所述气体吸热器通过气体循环冷却风机与气-汽换热器连接形成再热系统一回路；气体通过气体循环冷却风机在再热系统一回路中形成循环。

进一步地，所述气-汽换热器、耦合用汽轮机高压缸的排汽管道与耦合用汽轮机中压缸的进汽管道共同构成再热系统二回路，气体在气体吸热器中吸收热量后在气-汽换热器中再把热量传递给耦合用汽轮机高压缸排出的冷再热蒸汽，使得冷再热蒸汽被加热称为热再热蒸汽，热再热蒸汽进入耦合用汽轮机中压缸中做功发电。

进一步地，所述凝结水系统为带低温烟气余热利用装置的凝结水系统，具体包括：依次连接的凝汽器、凝结水泵、轴封加热器、2#低压加热器、低温烟气余热利用装置、1#低压加热器和除氧器；所述除氧器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2#低压加热器出口之后、1#低压加热器入口之前的凝结水。

进一步地，所述给水系统为带中温烟气余热利用装置的给水系统，具体包括：依次连接的给水泵、高压加热器和中温烟气余热利用装置；给水系统输出的给水输送至核岛；所述中温烟气余热利用装置以非核燃料能释放及转化装置的排烟作为热源；

正常耦合运行时，除氧器输出的给水直接进入中温烟气余热利用装置中被加热，或者先经过高压加热器再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；加热后的给水输送至核岛。

进一步地，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。

进一步地，所述循环水系统包括：循环水泵、冷却水池和冷却塔；循环水泵入口接自冷却水池，循环水泵出口连接凝汽器，冷却塔与冷却水池连接，循环水与进入凝汽器中的排汽进行热交换，然后经过冷却塔降温后进入冷却水池。

进一步地，所述非核燃料能释放及转化装置采用的非核燃料能包括化石燃料、生物质燃料、垃圾等。

在一个或多个实施方式公开的一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电方法，包括：

给水被加热后输送至核岛，在核岛中经加热、汽化成为饱和蒸汽或者湿蒸汽，所述饱和蒸汽或者湿蒸汽输出至蒸汽蓄热器；蒸汽蓄热器输出的蒸汽一路送至带基本负荷汽轮机做功，一路输送至非核燃料能释放及转化装置受热成为主蒸汽，所述主蒸汽进入耦合用汽轮机高压缸中做功，驱动第一发电机发电；

在启动的第一阶段，核岛出口的饱和蒸汽或者湿蒸汽经蒸汽蓄热器调整压力后进入带基本负荷汽轮机做功发电；

在启动的第二阶段，非核燃料能释放及转化装置开始带负荷，核岛负荷提升，系统进入核岛与非核燃料能释放及转化装置的耦合运行模式：维持核岛基本负荷的蒸汽仍进入带基本负荷汽轮机，同时除了满足维持核岛基本负荷以外的蒸汽，进入非核燃料能释放及转化装置进一步受热成为主蒸汽，主蒸汽进入耦合用汽轮机高压缸做功；

气-汽换热器中的气体与非核燃料能释放及转化装置中的高温蒸汽换热形成再热系统一回路，耦合用汽轮机高压缸的排汽经气-汽换热器中的气体加热后进入耦合用汽轮机中压缸做功形成再热系统二回路；耦合用汽轮机中压缸排汽进入耦合用汽轮机低压缸做功，驱动第二发电机发电。

进一步地，非核燃料能释放及转化装置发生故障时，非核燃料能释放及转化装置停止运行，耦合用汽轮机的高压缸、中压缸、低压缸均停止运行，第二发电机停止发电；

非核燃料能释放及转化装置停止运行初期，蒸汽蓄热器出口的蒸汽进入带基本负荷汽轮机做功并带动第一发电机发电；蒸汽蓄热器内多余的蒸汽排至凝汽器和/或大气；

降低核岛的给水量，当核岛出口的蒸汽量降低到带基本负荷汽轮机的最大进汽能力的蒸汽量时，蒸汽蓄热器停止向凝汽器和/或大气排汽。

本发明的有益效果为：

1、本发明特殊设计的一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统，充分利用了高压气体的高比热容特性，与水蒸气相比，增加了非核燃料能释放及转化装置的安全性。

2、高压气体作为核岛高温气冷堆的一回路已经在实验堆中应用，高压气体与蒸汽换热在核岛高温气冷堆的二回路中已经在实验堆中应用，气-汽换热器设备成熟可靠，但用在非核燃料能释放及转化装置中属于首创，且用于加热再热蒸汽也属于首创。

3、通过设置蒸汽蓄热器，争取了蒸汽进入非核燃料能释放及转化装置的缓冲时间，给核岛和非核燃料能释放及转化装置的匹配运行增强了安全性。

4、设置了带基本负荷汽轮机，在启动、解耦等工况下，核岛可以维持最低负荷长期稳定独立运行，大大减少了反应堆启停的经济损失和安全风险。

5、耦合系统的蒸汽温度可达到500～700摄氏度，与核岛出口的300摄氏度以下的温度相比，循环热效率大幅提高，同样的核岛投资和运行成本下，核能所发出的电力大幅提高，从而实现了高效核能利用。

6、采用中温烟气余热利用装置和低温烟气余热利用装置，深度利用非核燃料能烟气的余热，节省了燃料成本。

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，因此耦合用汽轮机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。

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。

附图说明

图1为基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统结构示意图；

图2为非核燃料能释放及转化装置结构示意图；

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.气-汽换热器，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.带基本负荷汽轮机，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.蒸汽蓄热器，16.高压加热器，17.给水泵，18.除氧器，19.#1低压加热器，20.低温烟气余热利用装置，21.#2低压加热器，22.轴封加热器，23.凝汽器，24.脱硫装置，25.烟囱，26.循环水泵，27.冷却塔，28.冷却水池。

具体实施方式：

下面结合附图与实施例对本发明作进一步说明。

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。

为了解决背景技术中指出的问题，本发明公开了一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统，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、循环水系统、耦合用汽轮机、带基本负荷汽轮机11、蒸汽蓄热器15、再热系统、非核燃料能释放及转化装置1和核岛8；

其中，带低温烟气余热利用装置的凝结水系统包括：凝汽器23、凝结水泵、轴封加热器22、2#低压加热器21、低温烟气余热利用装置20、1#低压加热器19和除氧器18；除氧器18以汽轮机中压缸的抽汽或排汽作为加热热源，低温烟气余热利用装置20以低温烟气为热源加热2#低压加热器21出口之后、1#低压加热器19入口之前的凝结水。

进入凝汽器23中的蒸汽被循环水系统冷却为凝结水，循环水系统包括：循环水泵26、冷却水池28和冷却塔27；循环水泵26入口接自冷却水池28。循环水泵26出口连接凝汽器23冷却耦合用汽轮机低压缸14以及带基本负荷汽轮机11的排汽，与进入凝汽器23中的排汽进行热交换后，循环水受热升温，在冷却塔27降温后进入冷却水池28。冷却塔27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。

带中温烟气余热利用装置的给水系统包括：依次连接的给水泵17、高压加热器16和中温烟气余热利用装置2；中温烟气余热利用装置2与非核燃料能释放及转化装置1的排烟管道连接，以非核燃料能释放及转化装置1的排烟作为热源；

除氧器18与给水泵17连接，在给水泵17与高压加热器16的连接管路上以及高压加热器16与中温烟气余热利用装置2的连接管路上分别设置阀门1-6和阀门1-7，在中温烟气余热利用装置2与核岛8的连接管路上设置阀门1-10；给水泵17还通过阀门1-5和阀门1-9与中温烟气余热利用装置2连接，高压加热器16通过阀门1-7和阀门1-8直接连接至核岛8。

结合图1，控制阀门1-6、阀门1-7和阀门1-8开启，阀门1-5、阀门1-9和阀门1-10关闭，给水泵17输出的给水经过高压加热器16加热后输送至核岛8；

控制阀门1-6、阀门1-7、阀门1-9和阀门1-10开启，阀门1-5和阀门1-8关闭，给水泵17输出的给水依次经过高压加热器16和中温烟气余热利用装置2加热后送入核岛8；

控制阀门1-5、阀门1-9和阀门1-10开启，阀门1-6、阀门1-7和阀门1-8关闭，给水泵17输出的给水经过中温烟气余热利用装置2加热后送入核岛8。

需要说明的是，本领域习惯上以除氧器为界，除氧器之前称为凝结水，除氧器之后称为给水。

正常耦合运行时，除氧器18输出的给水直接进入中温烟气余热利用装置2中被加热，或者先经过高压加热器16再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18输出的给水在高压加热器16中被加热；加热后的给水输送至核岛8。

给水经过核岛8的给水入口管道进入核岛8，经加热、汽化成为饱和蒸汽或者干度大于0.9的湿蒸汽，饱和蒸汽或者干度大于0.9的湿蒸汽通过核岛8出口蒸汽管道输出至蒸汽蓄热器15；蒸汽蓄热器15对蒸汽具有一定的蓄热能力和缓冲能力。

蒸汽蓄热器15的出口蒸汽管道分成四路，其中第一路接至带基本负荷汽轮机11，第二路接至非核燃料能释放及转化装置1，第三路与凝汽器23连接，第四路排至大气。其中，第一路接至带基本负荷汽轮机11的用途在于维持核岛8长期安全运行的最低负荷，比如核岛8满负荷的25％的负荷；第二路接至非核燃料能释放及转化装置1的用途在于利用非核燃料能的热量加热蒸汽、提高蒸汽温度和循环效率；第三路接至凝汽器23的用途在于在汽机事故工况时，通过把蒸汽排至凝汽器23来释放蒸汽；第四路接至大气的用途在于蒸汽蓄热器15超压时对蒸汽的安全泄放。

如图2所示，非核燃料能释放及转化装置1包括：蒸汽过热器和气体吸热器；气-汽换热器3通过气体循环冷却风机与气体吸热器连接，形成再热系统一回路；气-汽换热器3与耦合用汽轮机高压缸12的排汽管道(即冷再热蒸汽管道)以及耦合用汽轮机中压缸13的进汽管道(即热再热蒸汽管道)分别连接，形成再热系统二回路。

接至非核燃料能释放及转化装置1的蒸汽在蒸汽过热器中进一步受热成为主蒸汽，主蒸汽经过主蒸汽管道进入耦合用汽轮机高压缸12做功，同时气体循环冷却风机也启动，气体在再热系统一回路中形成循环。气体在气体吸热器中吸收热量后在气-汽换热器3中再把热量传递给冷再热蒸汽，使得冷再热蒸汽被加热称为热再热蒸汽，热再热蒸汽进入耦合用汽轮机中压缸13中做功发电。

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和脱硫装置24后排至烟囱25。低温烟气余热利用装置20利用进入其内的低温烟气来加热凝结水，充分利用了烟气的余热，节能环保。

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。

整体来看，非核燃料能释放及转化装置1的入口是蒸汽和气体，其中，蒸汽是在过热系统中的介质，高压气体是在再热系统一回路中的介质。气体选用高比热容的气体，比如氦气、二氧化碳等。这些也是某些核电站高温气冷堆常用的气体，因此具有成熟可靠的特点。由于这些气体的比热容远高于水蒸气，因此与入口仅有水蒸气的锅炉相比，锅炉的安全性大幅提高。

由于设置了蒸汽蓄热器15，可以在很大程度上争取了蒸汽进入非核燃料能释放及转化装置1的缓冲时间，给核岛8和非核燃料能释放及转化装置1的匹配运行增强了安全性。

优选的，带基本负荷汽轮机11采用半速汽轮机，耦合用汽轮机高压缸12、耦合用汽轮机中压缸13、耦合用汽轮机低压缸14均采用全速汽轮机。带基本负荷汽轮机11连接第一发电机9，耦合用汽轮机连接第二发电机10。

在一个或多个实施方式中公开的一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电方法，包括：

耦合用汽轮机和带基本负荷汽轮机11的排汽被冷却为凝结水，凝结水经过凝结水系统输送至给水系统，给水被加热后输送至核岛8，经加热、汽化成为饱和蒸汽或者干度大于0.9的湿蒸汽，饱和蒸汽或者干度大于0.9的湿蒸汽通过核岛8出口蒸汽管道输出至蒸汽蓄热器15；蒸汽蓄热器15对蒸汽具有一定的蓄热能力和缓冲能力；蒸汽蓄热器15输出的蒸汽分为四路，一路送至带基本负荷汽轮机11做功，一路输送至非核燃料能释放及转化装置1受热成为主蒸汽，主蒸汽进入耦合用汽轮机高压缸12中做功，驱动第一发电机9发电。另外两路排向大气或者输送至凝汽器23。

在启动的第一阶段，阀门1-2、1-3、1-4关闭，阀门1-1打开，核岛8出口的饱和蒸汽或者干度大于0.9的湿蒸汽经蒸汽蓄热器15调整压力后进入带基本负荷汽轮机11做功发电；

在启动的第二阶段，非核燃料能释放及转化装置1开始带负荷，核岛8负荷开始提升，系统进入核岛8与非核燃料能释放及转化装置1的耦合运行模式，阀门1-1仍然打开，维持核岛8基本负荷的蒸汽仍进入带基本负荷汽轮机11，同时阀门1-2也开启，核岛8先升负荷，进入核岛8的给水和从核岛8出来的蒸汽量增加，除了满足维持核岛8基本负荷以外的蒸汽，通过阀门1-2进入非核燃料能释放及转化装置1进一步受热成为主蒸汽，主蒸汽进入耦合用汽轮机高压缸12中做功发电，同时气体循环冷却风机也启动，气体在再热系统一回路中形成循环。气体在气体吸热器中吸收热量后在气-汽换热器3中再把热量传递给冷再热蒸汽，使得冷再热蒸汽被加热称为热再热蒸汽，热再热蒸汽进入耦合用汽轮机中压缸13中做功发电。

当非核燃料能释放及转化装置1发生故障时，进入核岛8与非核燃料能释放及转化装置1的解耦运行模式：关闭阀门1-2，非核燃料能释放及转化装置1停止运行，耦合用汽轮机的高压缸、中压缸、低压缸均停止运行，相应的，第二发电机10停止发电；蒸汽蓄热器15出口的蒸汽通过阀门1-1进入带基本负荷汽轮机11做功并带动第一发电机9发电；由于突然停止运行非核燃料能释放及转化装置1，而带基本负荷汽轮机11所需的蒸汽量毕竟较少，核岛8出口的蒸汽量难以瞬间降低，故开启阀门1-3、1-4，将多余的蒸汽排至凝汽器23和大气，同时逐步降低至核岛8的给水量，当核岛8出口的蒸汽量降低到带基本负荷汽轮机11所需的蒸汽量时，关闭阀门1-3、1-4。

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。

Claims (10)

1.一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统，其特征在于，包括：凝结水系统、给水系统、循环水系统、耦合用汽轮机、带基本负荷汽轮机、蒸汽蓄热器、气-汽换热器、非核燃料能释放及转化装置和核岛；所述耦合用汽轮机包括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；

凝结水系统、给水系统和核岛依次连接，所述凝结水系统包括凝汽器，循环水系统与凝汽器连接，循环水系统将进入凝汽器的排汽冷却为凝结水，所述凝结水经凝结水系统输送至给水系统，给水系统对给水加热后输送至核岛；

核岛的蒸汽出口管道连接蒸汽蓄热器，所述蒸汽蓄热器的出口蒸汽管道分成四路，其中第一路接至带基本负荷汽轮机，第二路接至非核燃料能释放及转化装置，第三路连接凝汽器，第四路排至大气；

所述非核燃料能释放及转化装置与气-汽换热器连接，所述非核燃料能释放及转化装置与耦合用汽轮机高压缸的进汽管道连接，所述气-汽换热器与耦合用汽轮机高压缸的排汽管道与耦合用汽轮机中压缸的进汽管道分别连接。

2.如权利要求1所述的一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统，其特征在于，所述非核燃料能释放及转化装置包括蒸汽过热器，蒸汽蓄热器的出口蒸汽被蒸汽过热器加热成为主蒸汽，主蒸汽经过主蒸汽管道进入耦合用汽轮机高压缸做功。

3.如权利要求1所述的一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统，其特征在于，所述非核燃料能释放及转化装置包括气体吸热器，所述气体吸热器通过气体循环冷却风机与气-汽换热器连接形成再热系统一回路；气体通过气体循环冷却风机在再热系统一回路中形成循环。

4.如权利要求3所述的一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统，其特征在于，所述气-汽换热器、耦合用汽轮机高压缸的排汽管道与耦合用汽轮机中压缸的进汽管道共同构成再热系统二回路，气体在气体吸热器中吸收热量后在气-汽换热器中再把热量传递给耦合用汽轮机高压缸排出的冷再热蒸汽，使得冷再热蒸汽被加热为热再热蒸汽，热再热蒸汽进入耦合用汽轮机中压缸中做功发电。

5.如权利要求1所述的一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统，其特征在于，所述凝结水系统为带低温烟气余热利用装置的凝结水系统，具体包括：依次连接的凝汽器、凝结水泵、轴封加热器、2#低压加热器、低温烟气余热利用装置、1#低压加热器和除氧器；所述除氧器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2#低压加热器出口之后、1#低压加热器入口之前的凝结水。

6.如权利要求5所述的一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统，其特征在于，所述给水系统为带中温烟气余热利用装置的给水系统，具体包括：依次连接的给水泵、高压加热器和中温烟气余热利用装置；给水系统输出的给水输送至核岛；所述中温烟气余热利用装置以非核燃料能释放及转化装置的排烟作为热源；

正常耦合运行时，除氧器输出的给水直接进入中温烟气余热利用装置中被加热，或者先经过高压加热器再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；加热后的给水输送至核岛。

7.如权利要求6所述的一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统，其特征在于，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。

8.如权利要求1所述的一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电系统，其特征在于，所述循环水系统包括：循环水泵、冷却水池和冷却塔；循环水泵入口接自冷却水池，循环水泵出口连接凝汽器，冷却塔与冷却水池连接，循环水与进入凝汽器中的排汽进行热交换，然后经过冷却塔降温后进入冷却水池。

9.一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电方法，其特征在于，包括：

给水被加热后输送至核岛，在核岛中经加热、汽化成为饱和蒸汽或者湿蒸汽，所述饱和蒸汽或者湿蒸汽输出至蒸汽蓄热器；蒸汽蓄热器输出的蒸汽一路送至带基本负荷汽轮机做功，一路输送至非核燃料能释放及转化装置受热成为主蒸汽，所述主蒸汽进入耦合用汽轮机高压缸中做功，驱动第一发电机发电；

在启动的第一阶段，核岛出口的饱和蒸汽或者湿蒸汽经蒸汽蓄热器调整压力后进入带基本负荷汽轮机做功发电；

在启动的第二阶段，非核燃料能释放及转化装置开始带负荷，核岛负荷提升，系统进入核岛与非核燃料能释放及转化装置的耦合运行模式：维持核岛基本负荷的蒸汽仍进入带基本负荷汽轮机，同时除了满足维持核岛基本负荷以外的蒸汽，进入非核燃料能释放及转化装置进一步受热成为主蒸汽，主蒸汽进入耦合用汽轮机高压缸做功；

气-汽换热器中的气体与非核燃料能释放及转化装置中的高温蒸汽换热形成再热系统一回路，耦合用汽轮机高压缸的排汽经气-汽换热器中的气体加热后进入耦合用汽轮机中压缸做功形成再热系统二回路；耦合用汽轮机中压缸排汽进入耦合用汽轮机低压缸做功，驱动第二发电机发电。

10.如权利要求9所述的一种基于蓄热和气体换热的核能与火电耦合发电方法，其特征在于，非核燃料能释放及转化装置发生故障时，非核燃料能释放及转化装置停止运行，耦合用汽轮机的高压缸、中压缸、低压缸均停止运行，第二发电机停止发电；

非核燃料能释放及转化装置停止运行初期，蒸汽蓄热器出口的蒸汽进入带基本负荷汽轮机做功并带动第一发电机发电；蒸汽蓄热器内多余的蒸汽排至凝汽器和/或大气；

降低核岛的给水量，当核岛出口的蒸汽量降低到带基本负荷汽轮机的最大进汽能力的蒸汽量时，蒸汽蓄热器停止向凝汽器和/或大气排汽。

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