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。

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。