田湾核电站2x1000MW机组热力系统介绍
1．总体介绍
田湾核电站厂址位于江苏省连云港市东北部连云区高公岛乡田湾村，东临黄海，西南距连云港市新浦区直线距离约28公里，西北距连云港市连云区中心约11公里，北与连云港码头隔山相对，直线距离约5公里。
1.1 电厂规模
田湾核电厂规划容量为4台1000MW级核动力发电机组，一次规划分期建设。第一期工程建设两台俄罗斯设计制造的WWER-1000/428/AES-91型压水堆核动力发电机组。每台机组由额定热功率为3012MW的WWER-1000/428/AES-91型反应堆装置、K-1000-60/3000改进型汽轮机及TBB-1000-2YZ型发电机组成。核电站主要由反应堆、一回路系统、二回路系统和辅助系统组成。
1.2 机组主要参数
田湾核电厂一期工程采用AES-91型核动力发电机组,它是在具有多年运行经验的WWER-1000/320型压水堆核动力发电机组的基础上改进设计和制造的。反应堆为V428型压水堆，汽轮机为带有中间汽水分离和单级再热蒸汽的K-1000-60/3000型汽轮机，与汽轮机相配的是由“Electrosila”工厂生产的直驱式TBB-1000-2Y3型发电机。
汽轮机与WWER-1000型压水堆配套运行，压水堆热功率为3012MW，汽轮机采用饱和蒸汽。
AES-91型核动力发电机组主要设计参数：
田湾核电厂新建工程安装两台ЛМЗ生产的额定功率为1000MW、全速、单轴（一个双流高压缸和4个双流低压缸）、八排
汽、中间去湿再热机组。
主要技术参数如下∶
汽轮机额定转速3000 rpm
核岛提供蒸汽供应系统热功率能力3012 MW
汽轮机额定功率1060 MW
高压缸阀前新蒸汽的额定绝对压力 5.88 MPa
高压缸阀前新蒸汽的额定温度274.3℃
高压缸阀前新蒸汽的最大温度293.6℃
高压缸阀前蒸汽额定干燥度（湿度，％）0.995（0.5％）冷却水设计温度18℃
冷却水最大允许温度33℃
汽机跳闸和高压缸阀关闭时的最大绝对压力7.85 MPa
辅助用汽量60 t/h
新蒸汽额定流量（包括再热蒸汽流量）5870 t/h
再热蒸汽压力0.55 MPa
再热蒸汽温度250℃
凝汽器蒸汽额定绝对压力 4.7 kPa
至凝汽器的冷却水额定流量170,000 t/h
除氧器蒸汽额定绝对压力0.84 MPa
给水温度218℃
保证工况时总热耗量10190 kJ/kWh 反应堆热功率3000 MW
环路数 4
一回路压力15.7MPa
反应堆入口冷却剂温度292℃
反应堆出口冷却剂温度321.7℃
2．热力系统介绍
2.1汽轮机原则性热力系统
汽轮机热力系统是将蒸汽发生器产生的蒸汽的热能转换成汽轮机的机械能，再通过发电机转变成电能，做过功的蒸汽经凝汽器冷却凝结成水，再加热到217.9℃送入蒸汽发生器。系统由四级低压加热器、除氧器和两级高压加热器组成，在正常运行工况下对主凝结水进行加热。
从蒸汽发生器来的蒸汽沿着四根DN600的管道供到四个主蒸汽高压阀组。每个高压阀组由一个截止阀和一个调节阀组成。蒸汽通过截止阀和调节阀后沿着四根DN600的管道进入汽轮机的高压缸。第二、第三、第四级叶片后的部分蒸汽分别被抽到6号高压加热器、5号高压加热器和除氧器，除高压缸部分排汽被抽到4号低压加热器外，高压缸排汽的主流量直接沿着四根DN1600的蒸汽管道送到汽水分离再热器进行水分分离和蒸汽再热。
在汽水分离再热器后，蒸汽通过低压阀组沿着8根DN1200的管道进入低压缸。
湿蒸汽在壁式汽水增压分离器内进行汽水分离，分离出来的蒸汽分别到每个再热器。从汽轮机入口管道中抽取271℃的新蒸汽送到汽水分离再热器作为高压缸排汽的加热汽源。疏水泵将4台汽水分离再热器的汽水收集器内的疏水打到主凝结水系统。将凝结水汇集箱中的加热蒸汽凝结水以及所有汽水分离再热器中的凝结水利用高温液力驱动泵一起打到6号高压加热器后的主给水管道。
从低压缸抽出的蒸汽到低压加热器：在每个低压缸第四级后的部分蒸汽被分别抽到4台1号低压加热器；在3号低压缸和4号低压缸的第三级后的通道中的部分蒸汽抽到2号混合式低压加热器；在1号低压缸和2号低压缸第一级后的通道中的部分蒸汽抽到3号表面式低压加热器。
为尽可能满足机组高效率的要求，6号高压加热器的疏水到5号高压加热器的汽室，然后与凝结水一起直接到除氧器。4号低压加热器的疏水与汽水分离再热器的分离水一起送入主凝结水系统。3号低压加热器的疏水到2号低压加热器。1号低压加热器疏水通过一个水封到凝汽器。
回热系统满足最大可靠性要求，运行方便，布置简洁，并使汽轮机具有较高的热效率。
回热系统的结构：
4台1号低压加热器+1台2号低压加热器+1台3号低压加热器+2台5号高压加热器+2台6号高压加热器。
1号低压加热器布置在凝器汽喉部中，因此，这部分的主凝结水分成四根管道。
低压加热器管道系统，主凝结水管道上的管道和阀门设计成凝结水泵在最小流量工况下能可靠运行。
高压加热系统有两级，两通道。加热器设有一个快速反应保护装置，当加热器内的水位升高时，保护装置自动投入，给水进入旁路。高压加热器系统具有超压保护功能。
汽轮机允许在某些低压加热器（2号低压加热器除外）切断和断开一、两条高压加热器管道而反应堆功率保持不变的情况下长期运
行。
具有切断两台连成一组的1号低压加热器的功能：一组位于1号低压缸和2号低压缸之中，另一组位于3号低压缸和4号低压缸之中。
在至回热加热器的抽汽管道上，由于蒸汽中含有的湿度，可能会出现因腐蚀而导致管道的损坏，故在管道中安装了分离器以降低湿度。为了防止在甩负荷期间汽轮机组超速，抽汽管道在必要的地方配有止回阀。
每台机组设有一台除氧器和一个容量为400m3的除氧水箱。
除氧器蒸汽额定压力为0.84Mpa，设计为滑压运行。设有超压和高水位保护措施。水位超出允许标准的保护由主凝结水泵的自动控制来实现，超压保护由安全阀来实现。
经过除氧器的给水，通过主给水泵（共5台，4台运行，1台备用）供至5号高压加热器、6号高压加热器，而后进入蒸汽发生器。辅助给水泵（共2台）作为主给水泵的备用泵，在机组短时及预期运行事故状态下向蒸汽发生器供水。
汽轮机除了回热抽汽以外，还可向辅助系统供汽：
从2级抽汽管道（至6号高压加热器）抽汽，抽汽量约50t/h。
回热系统中，除了加热器，还包括轴封蒸汽冷却器。从汽轮机端部轴封的最末级腔室和汽轮机蒸汽入口阀的阀杆密封泄漏出来的蒸汽与空气的混合物排入轴封蒸汽冷却器。
除氧器来汽至汽轮机端部轴封，保证低压缸内真空，并防止机组在启动期间漏入空气。
系统具有两级凝结水泵，第一级凝结水泵（共3台，2台运行，1台备用）从凝汽器吸入凝结水，再使其升压通过轴封蒸汽冷却器、
除盐装置和1号低压加热器至2号低压加热器；第二级凝结水泵（共3台，2台运行，1台备用）从2号低压加热器吸入凝结水，并把凝结水打入除氧器。
机组额定工况下热平衡图见图一。
2.2 主要热力系统的特点
二回路的主要热力系统与常规燃煤电厂热力系统相比有如下特点：
---主蒸汽压力、温度参数低；
--- 主蒸汽流量大；
--- 再热蒸汽需要分离除湿，并用主蒸汽再热；
--- 汽机没有中压缸，高压缸排汽经水份分离再热后进四个低压缸；
--- 旁路系统有余热导出的功能，也就是在核岛停堆过程中将一回路的余热通过二回路导出，保证将一回路温度冷却到安全
温度。
AES-91型核动力发电机组为压水堆，其反应堆对介质的参数要求比较严格。如果介质温度过高时，会造成反应堆堆芯熔融现象；当介质压力过高时，会产生对核电站的不安全因素。为此，因一回路介质参数的影响，造成二回路主蒸汽参数与常规电站相比较低。
2.3 主要热力系统
2.3.1 主蒸汽系统（LBA，LBU）
2.3.1.1 在蒸汽发生器出口装设有主蒸汽母管，以均衡各主蒸汽管道的压力。四根主蒸汽管道将四台蒸汽发生器产生的蒸汽，经过主蒸
汽快速隔离阀、主汽门和调节汽门送入汽轮机高压缸。主蒸汽母管上还接有三条支路管道，其中两路为汽轮机旁路，作用是将主蒸汽引入凝汽器；另一路为辅助蒸汽，向各个辅助蒸汽用户提供蒸汽。
主蒸汽安全阀用于防止主蒸汽管道压力过高而引起爆管。大气释放阀用于排放核电厂事故工况下的不平衡蒸汽，以减少蒸汽压力的波动。当主蒸汽管道破裂的时候，快速隔离阀迅速隔断蒸汽发生器和主蒸汽管道。
2.3.1.2 主蒸汽系统的主要功能
正常运行时，主蒸汽系统将蒸汽发生器产生的蒸汽引入汽轮机高压缸和汽水分离再热器的再热段。当汽轮机带部分负荷或除氧器抽汽压力不足或汽轮机跳闸停机的时候，向除氧器和其它辅助蒸汽系统提供蒸汽。在汽轮机甩负荷的时候，汽轮机旁路系统投入运行，将蒸汽发生器产生的多余的蒸汽经旁路排入凝汽器，并在其中冷凝。当反应堆运行，汽轮机停机时，如果凝汽器发生故障，主蒸汽系统将主蒸汽通过快速释放阀向大气排放。当主蒸汽管道破裂时，主蒸汽系统采用主蒸汽隔离阀将蒸汽发生器与主蒸汽管道隔离。
2.3.1.3 系统运行
在机组启动阶段，由外部汽源供汽对机组暖管、除氧器中除盐水除氧及满足汽轮机轴封供汽要求。在反应堆升负荷后，蒸汽发生器内蒸汽参数达到额定负荷时，新蒸汽通过主蒸汽母管祥辅助蒸汽管道供汽。
在核电站正常运行时，蒸汽沿着4根DN600的管道从蒸汽发生器送到汽轮机主汽阀和调节阀。系统实现安全功能的阀门处于备用状态，一旦需要便可投入运行。
在核电站全厂断电状态，当汽轮机主汽门关闭时，二回路蒸汽压力将升高。由于凝汽器没有冷却水，故不能向凝汽器排放蒸汽。当蒸汽发生器中的压力超过7.154Mpa时，大气释放阀（BRU-A）开启，降低二回路压力。一旦压力继续升高到8.23Mpa时，安全阀开启。当反应堆内的余热通过大气释放阀向大气释放时，一回路保持热备用状态。
如果发生全厂断电，必须将反应堆冷却下来，首先通过大气释放阀向大气排放，排出反应堆余热，直到反应堆功率降低，一回路的冷却系统可以投入运行为止。
2.3.2 汽水分离再热系统（LBJ、LBB、LCS、LCT）
2.3.2.1 汽轮机高压缸排出的湿蒸汽经过四路对称布置的蒸汽管道分别进入四个汽水分离再热器，在汽水分离再热器装置前的每路湿蒸汽管道上，都装设防止水份进入的除湿装置。
湿蒸汽从汽水分离再热器的底部进入，先通过起分离作用的格板将水分离出去，干燥的蒸汽进入再热器加热成过热蒸汽，然后通过低压主汽门和调节汽门进入低压缸。
每台汽水分离再热器的分离器部分的疏水通过水封排入分离水汇集箱，然后由泵打入4号低压加热器后的主凝结水管道。
在汽水分离再热器中采用是由主蒸汽母管来的新蒸汽，每台汽水分离再热器过热段的疏水先排入凝结水汇集箱，然后由液力驱动泵打入6号高压加热器后的主给水管道，同时考虑至除氧器的切换管道。该疏水泵由水轮机驱动，水源来自高压给水泵出口，其排水至除氧器，排水压力约为1MPa，疏水泵将6MPa的疏水压力提升至9MPa进入高加给水主管路。
汽水分离再热器的有关设备的布置应该遵照对称布置的原则，即四个汽水分离再热器相对于高压缸和低压缸是对称布置的。同样，分离水汇集箱和凝结水汇集箱相对于汽水分离再热器也是对称布置的。这样则能够保证汽水分离器和再热器的疏水都能够顺利地分别进入分离水汇集箱和凝结水汇集箱，管道和设备受力条件较好。
高压缸排汽先进入汽水分离再热器的分离器部分将水份消除掉，再进入再热器部分加热。再热器以新蒸汽作为热源，在再热器入口处的饱和蒸汽略有一点过热度。经过再热的低压过热蒸汽由再热器进入低压缸。汽轮机的高压缸是双排汽的，每侧的排汽均先进入两个汽水分离再热器，随后再进入相应的低压缸。
2.3.2.2 再热蒸汽系统的主要功能
正常运行时，将高压缸排汽引入汽水分离再热器中进行汽水分离和再热，然后将过热蒸汽引入低压缸作功。机组甩负荷时，利用低压主汽门将汽水分离再热器与低压缸隔开，以防止汽轮机组超速。正常运行时，汽水分离再热器分离出来的疏水汇集到分离水汇集箱，然后送到除氧器；事故时，疏水送到凝汽器。正常运行时，汽水分离再热器再热段的凝结水汇集到凝结水汇集箱，然后通过水泵打入6号高压加热器后的主给水管道；水泵事故时，疏水送到凝汽器。
2.3.2.3 系统运行
从汽轮机暖机和启动直到关断阀关断，汽水分离再热系统始终保持运行状态。
2.3.3 凝结水系统（LCA、LCB）
2.3.3.1 来自凝汽器热井的主凝结水利用Ⅰ级凝结水升压泵升压后通过轴封蒸汽冷却器和凝结水精处理装置进行处理。轴封蒸汽冷却器
可以保证被抽入的蒸汽能够充分冷却，热量被回收，凝结水精处理装置能够除掉水中的盐份，使水质达到运行要求。经过凝结水精处理的凝结水进入1号和2号低压加热器，然后通过Ⅱ级凝结水升压泵升压，送到3号和4号低压加热器加热，最后送到除氧器。四台1号低压加热器两两并列设置，4台1号低压加热器共用一个大旁路。1、3、4号低压加热器为表面式，2号低压加热器为混合式。凝汽器中的水位和2号低压加热器中的水位由Ⅰ级凝结水升压泵后的调节阀来控制，除氧器中的水位由Ⅱ级凝结水升压泵后的调节阀来控制。
1号低压加热器的疏水通过水封排入凝汽器，3号低压加热器的疏水流入2号低压加热器（此疏水和主凝结水混合由Ⅱ级凝升泵排出）。4号低压加热器的疏水和汽水分离再热器分离段的疏水打入4号低压加热器后的主凝结水管道中。
2.3.3.2 凝结水系统的主要功能
利用Ⅰ级凝结水升压泵将凝汽器中的凝结水送到凝结水精处理系统，经过精处理后，利用Ⅱ级凝结水升压泵经低压加热器送到除氧器。主要的系统功能包括：冷却汽轮机轴封蒸汽、回收热量和工质、供应汽轮机旁路装置冷却水、供应低压缸排汽口超温时用的减温水、接收低压加热器排水等。
2.3.3.3 系统运行
从机组试运一直到蒸汽从蒸汽发生器通过旁路排到凝汽器结束时系统均投入运行。在正常运行状态下，根据负荷大小，一台（每台50%容量）或两台凝结水泵投入运行，第三台泵作为备用。正常运行时关闭主凝结水再循环管道上的阀门，打开主凝结水管道调节阀前后的截止阀。关闭调节阀旁路阀。
在准备启动时，凝结水泵入口阀打开，出口阀关闭。在凝结水泵注水达到要求水位后，确定投入运行的凝结水泵投入运行。
在凝汽器中没有排汽的情况下，打开到2号低压加热器的再循环管道上的阀门并且通过2号低压加热器溢流管排向凝汽器，两台凝结水泵中的一台沿着再循环管道运行。在对除氧器的可用性进行检查之后，从凝结水精处理水箱或利用凝结水泵从凝汽器向除氧器注水。开启主凝结水管道上的调节阀。在启动调节阀完全打开之后，除氧器水位控制器切换到主调节阀。在机组负荷超过50%后，另一台凝结水泵投入运行。
在一台凝结水泵故障或凝结水管道压力降低时，备用泵自动投入运行。在除氧器水位事故升高时，停止运行与汽轮机同时工作的凝结水泵。当除氧器水位降到最低值时，打开除氧器事故补水管道上的调节阀。
2.3.4 主给水系统（LAA、LAB、LAC）
2.3.4.1 除氧器与5台25％的电动给水泵相连，每台给水泵的出口均设有至除氧器的再循环管道，以便在机组启动或变工况下的小流量时，保证给水泵能够稳定可靠地运行。
给水泵将来自除氧器的给水送到高压加热器，然后流入DN500的联箱，最后沿四根DN400的管道流入蒸汽发生器。
送到蒸汽发生器中的给水的温度，正常运行时为217.6℃，当迅速减负荷和高压加热器解列时，进入到蒸汽发生器中的给水的最低温度为175℃。6号高压加热器后给水压力为9MPa。
为了确保高压加热器解列时，给水能够进入蒸汽发生器，设置了高压加热器旁路系统。
2.3.4.2 给水系统的主要功能
对凝结水进行除氧处理，使给水中的氧气和二氧化碳的含量低于设计规定值的要求。在运行中，当机组运行工况发生变化或事故工况时，确保供给蒸汽发生器的给水。主要的系统功能还包括：加热给水、保证蒸汽发生器一定的水位，以及当蒸汽发生器中工质溢出或管道破裂时停止供水。
2.3.4.3 系统运行
在启动时给水由辅助给水泵送入蒸汽发生器。此时，主调节阀旁路上的调节阀打开。补水系统（LCU）向除氧器供水。第一次启动时，蒸汽从其它汽源供向辅助蒸汽联箱，然后进入除氧器。一回路对二回路开始加热，当二回路压力足够之后，由新蒸汽通过换热器向辅助蒸汽联箱供汽。
通过除氧器及凝汽器向二回路供给除盐水。二回路紧急供水由除氧器实现。在启动阀门完全打开后，蒸汽发生器主调节阀投入运行。在启动时，由其它汽源供向辅助蒸汽联箱供器，通过辅助蒸汽联箱向除氧器供汽。在这种情况下，给水泵再循环管道投入运行。
在核电站正常运行时，系统对给水进行除氧，并供给蒸汽发生器，额定流量为5940t/h。
从除氧水箱出口到给水泵入口的最低温度为165℃，额定温度为172℃。4台泵运行，一台泵备用。给水通过高压加热器被加热到217.6℃，然后通过调节蒸汽发生器水位的调节阀供到蒸汽发生器。当高压加热器的水位超过允许值时，高压加热器被切断，给水通过高压加热器旁路进入蒸汽发生器，给水温度降到175℃（最低值）。
除氧器蒸汽由汽轮机3级抽汽供给。除氧器水位由调节阀控制，
除氧器水位主调节阀安装在二级凝结水泵出口。当阀门全开且除氧器水位低于允许值时，控制系统打开除盐水补充系统（LCU）上的调节阀。
当机组停机时，汽轮机负荷降低至停机，反应堆功率逐渐减少至零。给水泵负荷降低、切断，并且有一台通过再循环管道保持运行状态。辅助给水泵开始运行，给水泵停机。
冷却开始之后，除氧器的供汽由辅助蒸汽母管提供。在冷却期间，新蒸汽通过旁路（MAN）排到凝汽器。
在核电站全厂断电时，所有给水泵停止运行。给水由辅助给水泵通过高压加热器旁路系统供向蒸汽发生器。辅助给水泵由第二组可靠电源供电。
2.3.5 回热抽汽系统（高压加热和低压加热系统）
汽轮机组为一个高压缸（双排汽）四个低压缸同轴结构，高压缸有四段抽汽，低压缸各有三段抽汽。
2.3.5.1高压加热系统
高压加热器在正常运行工况下对给水进行加热。经给水泵升压的给水沿着DN500的管道经5号高压加热器、6号高压加热器加热后供到蒸汽发生器。在高压加热器投入运行时，供到蒸汽发生器中的给水温度为217.9℃。在高压加热器解列时，进入到蒸汽发生器的给水最低温度为165℃。
6号高压加热器的加热蒸汽来自汽轮机高压缸的二级抽汽，5号高压加热器的加热蒸汽来自汽轮机高压缸的三级抽汽。在抽汽管道上安装止回阀和隔离阀。为了能够保证在高压加热器解列时机组仍然保持运行，5号高压加热器和6号高压加热器的给水管道设有公用大旁
路，给水通过5号高压加热器和6号高压加热器公用的旁路供水至蒸汽发生器。
加热蒸汽凝结水正常工作状态由6号高压加热器自流到5号高压加热器。凝结水从5号高压加热器排到除氧器或凝汽器（在启动和低负荷运行状态）。5号高压加热器和6号高压加热器设有将空气排入凝汽器的装置。
为防止高压加热器超警戒水位，在本体旁路上设有快速关断阀。
2.3.5.2低压加热系统
1号低压加热器共有4台，安装在凝汽器中。每台1号低压加热器通过水封分别将加热蒸汽凝结水排到各自的凝汽器中。2号低压加热器采用新型混合接触式换热器，使凝结水能够充分地加热，并可以排除主凝结水中含有的多余的氧和不凝结气体。1号低压加热器、3号低压加热器和4号低压加热器在水侧两端设关断阀。3号低压加热器和4号低压加热器设蒸汽管道关断阀。加热蒸汽疏水从3号低压加热器逐级自流到2号低压加热器。2号低压加热器的凝结水通过二级凝结水泵打到3号低压加热器。4号低压加热器加热蒸汽疏水以及汽水分离再热器的分离水通过疏水泵输送到主凝结水管路。
所有低压加热器均设有将空气排到凝汽器的装置。
2.3.5.3 回热抽汽系统的主要功能：
高压缸的抽汽或排汽作为5、6号高压加热器、除氧器和4号低压加热器的加热汽源。低压缸的抽汽作为1、2、3号低压加热器的加热汽源。
2.3.5.4 系统运行
在核电站正常运行时，从汽轮机启动到凝结水泵关断，高低压加
热系统始终保持运行状态。当高压加热器水位升高时，通过两级保护功能来实现。当某个管道上的高压加热器水位升高时，一级和二级动作，关闭高压加热器管道。当除氧器水位升高时，从5号高压加热器出来的疏水直接排入凝汽器。关闭进入到除氧器的疏水管道。当某个高压加热器本体内的压力升高时，其上的安全阀将动作。通常高压加热器运行最小负荷为额定负荷的30%。在高压加热器故障时，系统可切断高压加热器运行。在1号低压加热器水位升高时，相应降低通往加热器的凝结水。当2号低压加热器的水位偏差时，通过水封阀来调节。当3、4号低压加热器的水位升高到低压加热器的危险值时，同时关闭这个低压加热器的水侧和汽侧的阀门。为了防止汽水混合物从3、4号低压加热器进入到汽轮机引起汽轮机解列，除关闭抽汽管上的逆止阀外，供到低压加热器蒸汽管道的截止阀也将关闭。为了防止汽水混合物从2号低压加热器回流到汽轮机，在蒸汽进入2号低压加热器之前设有逆止阀。
2.3.6 汽机旁路系统
2.3.6.1汽轮机旁路系统是在汽轮机启动和突然甩负荷时，通过快速动作的汽轮机旁路阀（BRU-K），将蒸汽发生器内过量的蒸汽排到汽轮机凝汽器，以防止蒸汽发生器超压而使安全阀及快速释放阀动作。在机组冷却阶段旁路也动作。
汽轮机旁路系统作为蒸汽发生器超压保护的第一步措施，能够排放蒸汽发生器60%的额定蒸汽容量。蒸汽从主蒸汽母管沿着两根φ630x25的管道供向凝汽器。每台凝汽器设两个旁路阀，蒸汽分别从两根φ630x25的管道沿着φ273x16的管道供到每个旁路阀。旁路阀后蒸汽通过固定的集汽器供到凝汽器。从二级凝结水泵来的凝结水供
到集汽器对蒸汽进行冷却。为保证汽轮机在启动和冷却情况下安全运行，在旁路和集汽器之间设置旁路管道。
在主蒸汽管道最大压力下，负荷从100%降到只可供辅助用户时，旁路阀的大容量为450t/h。
旁路系统出力为3600t/h，约为蒸汽发生器额定出力的60％。汽机旁路系统总共安装了8套新型的液动快速旁路阀，其动作速度2秒，每套出力450t/h，开启压力为6.27+0.05Mpa，全开压力为6.67Mpa；关闭压力为6.25-0.05Mpa，全关压力为5.59Mpa。它们分别安装在每个凝汽器旁边，出口管道极短，直径小，可防止振动，也便于布置。该快速旁路由减压阀及其后面的消能消声段组成。该旁路由ЛМЗ（列宁格勒金属工厂）生产供货。
该系统包括相应的一套管道2×DN600＋8×DN300、关断阀及其小旁路阀、动作时间为2秒的自动节流阀，以及容量为蒸汽发生器60％额定流量，与其相配的一整套喷水系统。节流阀为列宁格勒金属工厂按德国西门子公司技术生产的液动阀门。
2.3.6.2汽机旁路系统的主要功能：
田湾核电站所采用的旁路系统为一级高压旁路，其作用是：在汽轮机甩负荷时，将蒸汽发生器产生的蒸汽泄流至凝汽器。在正常启动过程中帮助机组实现快速启动，避免安全阀动作。通过泄流，冷却一次和二次回路。
2.3.6.3系统运行
在机组正常运行工况下，旁路系统关闭。通过旁路控制器来调整和维持主蒸汽管道在稳定的参数。在机组甩负荷时，主蒸汽管道的压力开始升高。当主蒸汽管道的压力高到限制时，旁路阀动作直至全开。
当主蒸汽管道的压力下降时，通过负荷自动控制器的动作旁路阀关闭。旁路能够在反应堆功率不变，主蒸汽压力不变而汽轮机甩负荷工况下运行。在机组冷却工况，旁路完全打开，使蒸汽连续供到凝汽器。运行人员也可以根据冷却工况来调整旁路，维持蒸汽发生器内的压力和温度在允许范围内变化。如果由于机械故障原因旁路不能关闭，蒸汽发生器压力降低，在压力低于规定值时，故障旁路供汽管道上的阀门自动关闭。旁路恢复时，运行人员再将其打开。
2.3.7 辅助给水系统（LAJ、LAH）
2.3.7.1给水通过给水泵从除氧器供到蒸汽发生器。辅助给水系统连接除氧器及高压加热器后的给水管道。为了调试泵及机组在低负荷状态运行，每台泵设置到除氧器的再循环管道。
2.3.7.1辅助给水系统的主要功能
在机组短时及预期运行事故状态时，作为主给水泵事故时的备用泵向蒸汽发生器供水。
2.3.7.1系统运行
在机组启动时，给水通过给水泵从除氧汽供到蒸汽发生器。
此时，主给水管道旁路上的启动调节阀开启。在机组正常运行时，辅助给水泵停止运行。当机组停机时，汽轮机负荷降低至停机，反应堆功率逐渐减少至零。给水泵负荷降低、切断，并有一台主给水泵通过再循环管道保持运行状态。辅助给水泵随后开启，主给水泵停止运行。
2.3.8 辅助蒸汽系统（LBG）
2.3.8.1系统主要设备及附件是蒸汽联箱与辅助蒸汽旁路阀，汽轮机三级抽汽和启动锅炉供汽相连，在不同工况下向蒸汽联箱供汽。在正
常运行工况，汽轮机三级抽汽通过辅助蒸汽联箱为除氧器及其它辅助系统提供蒸汽。在低负荷运行工况、机组启动、停机及冷却状态开启辅助蒸汽旁路阀。蒸汽从主蒸汽联箱通过辅助蒸汽旁路阀供给辅助蒸汽联箱。机组检修后首次启动由启动锅炉向辅助蒸汽联箱供汽。辅助蒸汽联箱设置安全阀，以保护除氧器内压力不超过设计压力。
2.3.8.2辅助蒸汽系统主要功能
辅助蒸汽系统在启动和正常运行时为核电厂辅助系统及其它用户提供蒸汽，保证除氧器和汽轮机启动时的轴封用汽。在电负荷减少或汽轮机关断时保证辅助蒸汽的供应。
2.3.8.3系统运行
在正常运行时，由汽轮机三级抽汽向蒸汽联箱供汽。在低负荷时汽轮机三级抽汽压力降低，由辅助蒸汽旁路阀向蒸汽联箱供汽。
3．主要辅助设备
二回路主要设备有：汽轮机、发电机、凝汽器、汽水分离再热器、高压加热器、除氧器及水箱、主给水泵、辅助给水泵、低压加热器、凝结水泵等。
3.1汽轮机
本期安装两台汽轮机为列宁格勒金属工厂生产。主要技术参数为：型号：K-1000-60/3000型
型式：全速、单轴、两个对称双流低压缸（LPC）+一个对称双流高压缸（HPC）+两个对称双流低压缸（LPC）、八排汽、中间水分分离再热机组。高压缸为冲动式，低压缸为冲动式—反动式。
汽轮机总级数：50；
末级叶片特性：
末级叶片长度：1200mm；
材料：钛；
根部直径：1800mm；
端部面积：11.3m2；
排汽端部总面积：90.4m2；
重量特性：
汽轮机重量（不包括凝汽器）：2070t；
低压转子：82t；
低压缸的上半部分：74t；
高压转子：35t；
最大运输重量：88t；
外形尺寸：总长度（不包括发电机）：51.8m；
总长度（包括发电机）：74.7m；
额定功率（冷却水温度为18℃）：1060MW；
新蒸汽额定流量（包括再热蒸汽流量）：5870t/h；
高压缸阀前主蒸汽额定压力（绝对）：5.88Mpa；
高压缸阀组关闭及汽轮机跳闸最大蒸汽压力（绝对）：7.85Mpa；高压缸阀前主蒸汽额定温度：274.3℃；
高压缸阀前主蒸汽最大温度：293.6℃；
高压缸阀前主蒸汽额定湿度（%）：0.5；
低压缸阀前主蒸汽额定压力：0.516Mpa；
低压缸阀前主蒸汽额定温度：250℃；
额定给水温度：217.9℃；
额定工况总热耗量：10190KJ/KWh；
冷却水设计温度：18℃；
冷却水量：170000m3/h；
冷却水最大允许温度：33℃；
最大凝汽量：3250t/h。
汽轮机由一个对称的双流道高压缸（HPC）和四个对称的双流道低压缸（LPC）组成一个单轴五缸机组。
与汽轮机相连的管道采用蝶式布置，这样布置使汽流分配均匀，降低汽轮机喷嘴的应力，使蒸汽管道均匀膨胀，并可以尽量减小汽轮机转子的相对轴向位移。
主蒸汽沿四根DN600的蒸汽管道供至四个高压阀组和调节阀组。蒸汽经调节阀后，沿着四根DN600的管道进入高压缸。
蒸汽从高压缸缸体的下半部进入。从高压缸出来的蒸汽通过四个喷嘴，然后沿着四根DN1600的管道直接进入四个汽水分离再热器。汽水分离再热器布置在汽轮机的两端，相对于低压缸对称布置。
汽水分离再热器后的蒸汽沿着四根DN1200的管道至四组止回调节低压阀组。
蒸汽通过四根DN850的管道进入每个低压缸（两根管道连到低压缸的下半部，两根管道连到低压缸的上半部）。蒸汽从低压缸直接排入凝汽器。
高压缸为两层，双流道，每个流道有五级叶片。
高压缸的两层设计减少了缸壁内的压差、设计元件内的静态及热应力，尤其在不稳定情况下，明显减少了在不同热条件下汽轮机组的启动时间。