核電廠廠用電供電方式改進分析

楊智慧，張 濤

（蘇州熱工研究院有限公司電站運行技術研究中心，廣東 深圳518124）

廠用電主要為電廠的重要系統提供動力、控制和監視電源。由于絕大多數電廠負荷都是由其直接或間接驅動，廠用電的正常運行是電廠安全環境和電力生產持續的保障。全廠斷電主要是指6.6／10kV廠用電源喪失。如果發生全廠斷電事故，對于常規電廠意味著人身和設備等重大經濟損失，而對于核電廠還有可能導致核泄漏以及由此衍生的一系列重大的環境、社會影響。越來越多的研究表明，全廠斷電事故是可能引發核電廠堆芯損壞的主要事故之一。為了防止全廠斷電事故的發生，大多數發電廠都設有備用電源和失去廠外電源情況下的電廠內部緊急備用（安全停機）電源。

1 核電廠的廠用電現狀

1.1 大亞灣和嶺澳核電站的廠用電現狀

大亞灣和嶺澳核電站各有2臺裝機容量為980～1 000MW的壓水堆核電機組。大亞灣核電站外接電源有3路，一路由1號發電機經主變壓器、主開關站通過3回線與400kV香港電網和深圳電網相連；一路由2號發電機經主變壓器、主開關站通過核惠線與500kV廣東電網相連；第3路通過坪核單回線與220kV深圳電網相連，作為整個電廠的廠外應急備用電源（圖1）。一旦400／500kV主電網電源喪失，可以通過備用電源繼續向機組永久附屬設備和安全附屬設備供電，保證機組安全。2臺發電機輸出的電能進入廣東電網或與廣東電網聯網的香港電網，220kV電網屬于廣東電網下級的深圳電網。正在運行的2座核電廠相距不到1km，嶺澳核電站二期2臺1 000MW發電機組預計2011年投入商業運行，嶺澳核電站目前在運的2臺機組和未來的2臺機組都將經過四回出線接入500kV廣東電網。

圖1 大亞灣和嶺澳核電站廠用電系統簡圖Fig.1 Service power supply system of Daya Bay and Ling’Ao NPPsMT—主變壓器；AT—輔助變壓器；TU—汽輪機；G—發電機；ST—廠用變壓器；1LGE、1LGA、1LGB、1LGD、1LGC、9LGI、1LHA、1LHB均為廠用電供電段

1.2 大亞灣和嶺澳核電站廠用電運行方式

（1）機組功率運行時，6kV廠用電源通過發電機出口26kV母線經高壓廠用變壓器A和B供電。

（2）當機組停機大修時，隨著汽輪發電機機組停運，發供電系統（GSY）負荷開關斷開，所有6.6kV母線的供電由主變壓器經過500kV電網提供。當主變壓器或廠用變壓器維修時，6.6kV母線供電由500kV電網切換至輔助廠用電供電段LGR，此時LGE母線無法供電，其他6.6kV母線均可以供電。

（3）變配電系統（GEV）手動停運：在主變壓器停電之前，執行試驗程序PT1LGI001（或PT2LGI001），即先將LGB／LGC轉為由輔助變壓器供電，再將LGA／LGD轉為由LGB／LGC供電。

（4）GEV系統故障切除停運：在26kV母線或降壓變壓器A失電的情況下，將自動慢速切換到由輔助變壓器對 LGB／LGC／LHA／LHB／9LGIA／9LGIB供電，使反應堆維持在熱停堆狀態。應急柴油機系統啟動空載運行。LGA／LGD可以通過與LGB／LGC之間的母聯開關轉為由輔助變壓器供電，使1臺反應堆冷卻劑泵（RCP001PO）重新啟動。

（5）LHA／B母線失電：在LHA／B系統由正常電源供電時，當LHA／B系統失電（小于0.8倍額定電壓）時間大于0.9s后，向應急電源發出啟動信號；當LHA系統失電時間大于7.9s后，自動切斷正常供電電源。切斷正常電源后且母線電壓未恢復且有允許投入應急電源的信號時自動啟動卸載程序；當切斷正常供電電源后1.5s且應急電源已準備好時（柴油機建 壓 0.97 倍 額 定 電 壓／建 頻 49.5Hz），LHA系統自動轉為由應急電源供電；當LHA／B系統電壓恢復或允許應急電源投入的信號消失時，自動啟動加載延時程序。當LHA系統轉為由應急電源供電后，如失電時間大于5s，LHA系統自動轉回由正常電源供電。

1.3 田灣核電站的廠用電現狀

田灣核電站現有2臺裝機容量為1 000MW的核電機組，核電廠外接電源有2路，一路由發電機經主變壓器、主開關站通過500kV線路連接500kV華東電網，另一路通過單回線與220kV電網相連，220kV電源帶有2臺啟動變壓器作為500kV電網故障時保證機組安全停機所需的廠外備用電源（圖2）。

圖2 田灣核電站廠用電系統簡圖Fig.2 Service power supply system of Tianwan NPPBCT—輔助變壓器；BAT—主變壓器；MKA—發電機；XKA—柴油發電機；BEA、BCA、BCB—6kV廠用供電段

（1）正常運行時，廠用負荷由發電機經出口24kV母線給高壓廠用變壓器A和B供電。

（2）機組啟動或停運時，廠用負荷由500kV電網經主變壓器通過2臺高壓廠用變壓器供電。

（3）當失去主電網電源供給時，發電機負荷降至廠用負荷運行，廠用電源由主發電機供給；當主變壓器或廠用變壓器維修時，6kV廠用電源供電由500kV電網切換至220kV電網，通過輔助變壓器向廠內負載供電。

（4）當機組保護動作引起跳機或發電機、主變壓器故障時，通過發電機變壓器組保護、6kV母線低電壓保護或者斷路器狀態啟動6kV廠用電源由高壓廠用變壓器快速切換至由220kV電網供電的輔助變壓器供電，通過輔助變壓器向廠內負載供電，在電源切換過程中不會出現供電中斷。

（5）與大亞灣核電站相比，田灣核電站6kV廠用電系統的優點有：田灣核電站2臺啟動變壓器低壓側與機組高壓廠用變壓器容量相同，而且由于使用廠用電快速切換裝置，機組停機／事故切換時，6kV廠用電系統在電源切換過程中不會出現供電中斷，也不會出現為了保證6kV廠用電電壓穩定需要甩掉一些負荷的情況，不存在大亞灣核電站事故停機時出現的各種缺點。其缺點是：盡管田灣核電站2臺啟動變壓器低壓側與機組高壓廠用變壓器容量相同，但是沒有用啟動變壓器做機組啟動所需6kV電源的功能，所以雖然命名為啟動變壓器，實際上只有機組備用電源功能。

1.4 臺山核電廠的廠用電現狀

臺山核電廠一期設計裝有2臺裝機容量為1 600MW的壓水堆核電機組，系統簡圖見圖3。核電廠外接電源有2路，與大亞灣核電站和田灣核電站相同。核電廠6kV廠用電系統與大亞灣核電站和田灣核電站的區別有：臺山核電廠2臺機組高壓廠用變壓器高壓側與主變壓器各通過1個斷路器與500kV電網相連，由于使用廠用電快速切換裝置，機組停機／事故切換時，除非500kV電網故障或者高壓廠用變壓器故障，否則6.6kV廠用電系統不存在電源切換，不會出現供電中斷。臺山核電廠歐洲先進壓水堆（EPR）機組設計的供電方式為：

圖3 臺山核電廠廠用電系統簡圖Fig.3 Service power supply system of Taishan NPP SF6GIS／GIB—封閉組合電器；IPB—離相封閉母線

（1）正常運行時，廠用負荷由發電機通過主變壓器經500kV開關站對2臺廠用變壓器供電。

（2）發電機停運時，廠用負荷由500kV電網通過2臺廠用變壓器供電。

（3）當主電網電源供給失去時，發電機負荷降至廠用負荷運行，廠用電源由主發電機供給；如果降至廠用負荷運行不成功，切換至220kV電網，通過輔助變壓器向廠內負載供電。當1臺廠用變壓器故障時，廠用負荷由輔助電網通過1臺輔助變壓器供電。

（4）當機組保護動作引起跳機或發電機、主變壓器故障時不啟動切換，而是由主電網供電；當1臺廠用變壓器故障需要退出檢修時，允許輔助變壓器代替該廠用變壓器運行一段時間（技術規范未確定）。

2 核電廠廠用電分析

2.1 大亞灣和嶺澳核電站廠用電分析

大亞灣和嶺澳核電站采用的低電壓延時廠用電運行方式的弊端如下：

（1）機組啟動或停運時，主變壓器由高壓側送電，使高壓廠用變壓器得電而供電給6.6kV 廠 用 配 電 盤 LGA／LGD／LGB／LGC／LGE，廠用6.6kV配電盤切換過程中廠用、公用6.6kV配電盤將出現供電中斷，切換前大批負荷進行停電和再送電重新啟動操作；對主變壓器狀態的依賴性很高。

（2）如果某個高壓廠用變壓器或者6kV廠用電源斷路器有1個“偷跳”，會導致某段6kV廠用電源母線失電引起的跳機、跳堆事件發生。

（3）大亞灣核電站還有一條220kV坪核線路運行，嶺澳核電站和嶺澳核電站二期現在由大亞灣坪核線的T接分支和風嶺線二回線路給一個變電站供電，由2條母線給2個電廠的4臺輔助變壓器供電，坪核線只是作為風嶺線的備用。機組檢修期間，如果220kV線路故障會導致2臺輔助變壓器失電，從而引發機組進入應急狀態。如果長時間不能恢復供電，會造成運行機組后撤。如2010年5月7日3時18分，深圳坪核線故障跳閘導致大亞灣核電站2號機組失去廠外電源，外電源失去后A列應急柴油機D2LHP按設計要求自動啟動帶載成功。大亞灣核電站程序規定執行失電事故處理程序IR4B，4時35分2號機組因失去廠外電源中止裝料并進入應急待命狀態。

在系統故障緊急停機時廠用電源延時切換的缺點如下：

（1）事故情況的瞬態沖擊危及核島和常規島主設備的安全，有可能產生多重故障而引發重大事故后果。

（2）事故情況下6.6kV 廠用配電盤LGB／LGC通過自動低電壓延時切換到由輔助變壓器供電，切換過程中全廠中壓電源系統將出現供電中斷，LGB／LGC將出現1.5～3s供電中斷，增加引發其他事故發生的概率。

（3）事故情況下中壓電源切換到由220kV輔助電源供電，由于輔助電源容量限制，事故情況下要甩掉大批負荷，如核島3臺主泵、常規島3臺凝結水泵、2臺循環冷卻水泵、安全注射泵、余熱導出泵等許多與核安全相關的設備，從而增加事故的影響范圍；其次切換后需要重新啟動的應急廠用設備容量和同時啟動的數量也有限制，如只許1臺反應堆冷卻劑泵（RCP001PO）重新啟動。

（4）事故情況下當廠用配電盤電壓低于0.7倍額定電壓時，會啟動應急柴油發電機組及輔助給水系統（ASG）；廠外輔助電源切換成功后又需要將這些設備停下來恢復備用狀態，這種無謂的啟－停對設備的消耗和壽命有很大影響。

（5）事故情況下LHA／B因LGB／C低電壓延時切換也有3s左右的失電時間，所以需要執行卸載、加載程序，增加了設備啟－停操作的風險并影響設備的壽命。

（6）由于事故情況影響帶來的操作壓力大、操作項目多、操作次序要求嚴格，由操作人員誤操作的概率也大大提高。

2.2 田灣核電站廠用電分析

田灣核電站機組的啟動與大亞灣核電站一樣都是由500kV高壓電網通過主變壓器、高壓廠用變壓器來為6kV廠用電源供電。啟動變壓器只是起到備用電源的功能，并不能啟動機組。

2.3 臺山核電廠廠用電分析

臺山核電廠廠用變壓器電源直接使用500kV電網電源，所以可以不考慮在發電機和變壓器之間設置負荷開關，這樣可以節省相應的投資。但是也帶來一些缺點：

（1）由于2臺高壓廠用變壓器分別直接與500kV電網連接，造成2臺廠用變壓器的投資大大增加。

（2）由于使用的廠用變壓器變壓等級為500kV／6kV，設備使用經驗少，增加了使用新設備帶來的風險，廠用變壓器的維修工作可能會更繁重。

（3）500kV側增加2臺斷路器，增大了500kV變電站的投資。

3 核電廠廠用電改造方案和改造后優點分析

3.1 大亞灣和嶺澳核電站廠用電改造方案和改進后的優點

大亞灣和嶺澳核電站可以進行如下改進：

（1）改造輔助變壓器容量，使其低壓側容量與高壓廠用變壓器相同，增加LGE段備用電源。

（2）大亞灣和嶺澳核電站6kV廠用電可以考慮設置2段公用母線，作為2個電廠機組廠用電源的備用段和電廠公用負荷的電源。

（3）廠用電切換采用具有“快切”和“檢同期”功能的廠用電切換裝置。目前國內有幾個廠家生產這種設備，據田灣核電站和大多數火電廠應用經驗來看，這種裝置切換可靠，成功率高，未曾出現切換不成功導致的事故擴大事件。

（4）220kV備用電源應設計為2路電源供電，目前可以考慮將大亞灣核電站2臺輔助變壓器的電源接到嶺澳核電站220kV變電站母線上，像1＃、2＃輔助變壓器與母線連接一樣，同時改變嶺澳核電站220kV變電站2條進線運行方式從“1運行1備用”改為2條同時運行。

大亞灣和嶺澳核電站廠用電改造后的優點：

（1）事故情況下延時切換導致很多電源、負荷的跳閘和啟－停切換操作，采用新型廠用電切換裝置后，只需切換一次，一般快速切換即可，最多使用首次同期切換就可以直接切換到220kV備用廠用電系統，所有電源和負荷可以達到“無感覺”切換。與依賴于上百個串聯操作的事故手動切換的可靠性相比，結果是不言而喻的。此外這種方式有4個好處：① 可以免除無謂的啟－停應急柴油發電機組、ASG和其他應急廠用設備；② 免除中間過程大量電源和負荷的手動切換，減少人因失誤因素；③ 提高廠用供電安全性，如有可能，可以重新計算整個核電廠的安全性以期獲得較高的安全評價或者優化減少備用電源方案的資金投入（例如取消第5臺柴油機）；④ 改造后應急柴油發電機組、ASG和其他應急廠用設備啟－停次數大大減少，對廠用電源的重要程度有所降低，相應的試驗周期也可以因此而優化。

（2）發電廠廠用電切換主要集中于正常啟－停機切換和事故切換，使用廠用電切換裝置可以避免因電源切換造成的電動、機械設備啟－停次數，減少由送電和失電帶來的設備壽命損失、設備可靠性降低及由此而投入的維修成本。

（3）事故情況下配電盤電源切換到220kV輔助電源，由于輔助變壓器容量與機組廠用變壓器容量接近，可以通過“快切”或首次同期捕捉達到廠用變壓器負荷與輔助變壓器負荷的順利“交接”，不需要考慮備用電源容量限制、啟動容量限制和啟動序列，大大縮小事故影響范圍。

（4）事故情況下6.6kV廠用配電盤除LGE外供電不中斷，不會對由電力驅動或者控制的系統產生任何不利影響。尤其是主泵，如果事故情況下仍能保證3臺主泵都可以運行，核島設備和與核安全相關設備的安全性將大大提高。

（5）可以為核電廠帶來一種新的啟－停機方案。以前大亞灣和嶺澳核電站啟機時，首先主變壓器由高壓側送電，使得高壓廠用變壓器得電而供電給6.6kV 廠用配電盤 LGA／LGD／LGB／LGC／LGE；停機時由發電機與主變壓器之間封閉母線上裝設的負荷開關斷開發電機與電網的連接，此時主變壓器和廠用變壓器繼續運行帶載停機廠用負荷，對主變壓器狀態的依賴性很高。采用新的廠用電切換裝置后，可以實現啟－停機不需主變壓器、廠用變壓器參與，直接切換到220kV備用廠用電系統，但效果與原來運行方式一樣。此外這種方式有3個好處：① 可以免除啟機時440／550kV高壓沖擊主變壓器帶來的對電網系統和廠用設備的不良影響；② 可以免除中間過程大量電源和負荷的手動切換，減少人因失誤；③ 可以降低對主變壓器和廠用變壓器在啟機過程的依賴程度，進而實現縮短以主變壓器或廠用變壓器檢修為關鍵路徑的機組檢修的工期。

（6）發展了一種新的并網方案。正常情況下大亞灣和嶺澳核電站啟機時，首先主變壓器由高壓側送電，使得高壓廠用變壓器得電而供電給 6.6kV 廠 用 配 電 盤 LGA／LGD／LGB／LGC／LGE，機組啟動發電機勵磁空載運行后通過發電機與主變壓器之間封閉母線上裝設的負荷開關與電網并網連接發電。如果采用廠用電切換裝置，可以達到啟機時由220kV電源系統帶機組廠用電負荷，機組啟動后發電機帶主變壓器、廠用變壓器升電壓至額定電壓，由6.6kV側廠用、備用電源同期實現由發電機自帶廠用電負荷，然后經主變壓器高壓側550／440kV開關與廣東（香港）電網并網運行。

（7）降低機組對廠用電源設備異常的依賴能力。正常運行情況下如果發生機組廠用進線開關意外斷開或者二次回路故障造成的部分廠用電失電，不需要跳機、跳堆，可以由220kV備用廠外電源帶機組廠用負荷，故障消除后還可以通過廠用電切換裝置切回機組廠用電運行。

（8）核電廠之間設置6kV公用段可以作為電廠機組廠用負荷的備用，避免出現“2010年5月7日電廠進入應急狀態”一樣當機組檢修時220kV外部電源故障使電廠進入應急狀態；此外，公用段供應廠內公用負荷，可以提高廠內公用設備的供電可靠性，同時由于使用的是自產電源，大大減少由于供用電差價造成的經濟損失。

（9）DL／T 5153—2002《火力發電廠廠用電設計技術規定》第4.5.3節規定：“2臺及以上高壓廠用啟動／備用變壓器應該由2個線路（電源）供電”。風嶺線和坪核線路2條線路都正常運行，大亞灣核電站2臺輔助變壓器從嶺澳核電站220kV變電站分別接入，這樣供電方式更加簡單可靠，運行方式靈活，即使一條線路故障失電也不會導致“2010年5月7日電廠進入應急狀態”的事件發生。

3.2 田灣核電站廠用電改造方案和改造后優點

由于2臺啟動變壓器容量與高壓廠用變壓器相同，廠用電切換使用新型廠用電快速切換裝置，無需像大亞灣和嶺澳核電站一樣改造，只需把2臺啟動的電源分別引到對應的2臺機組的2臺高壓廠用變壓器所帶的6kV廠用段，然后修改機組運行方案，增加2種運行方式來優化設備管理。

（1）由于2臺啟動變壓器容量與每臺機組的高壓廠用變壓器容量相同，所以可以考慮發展一種新的啟機方式：啟機時由220kV電源系統通過2臺啟動變壓器帶機組廠用電負荷，機組啟動后發電機帶主變壓器、廠用變壓器升電壓至額定電壓，由6.6kV側廠用電源、備用電源同期切換實現由發電機自帶廠用電負荷，然后經主變壓器高壓側500kV斷路器與同期并列實現與電網并網運行的啟機過程。與以前運行方式相比，這種方式有3個優點：① 可以免除啟機時550／440kV高壓沖擊主變壓器帶來的電網系統和廠用設備的不良影響；② 免除中間過程大量電源和負荷的手動切換，減少人因失誤因素；③ 降低對主變壓器和廠用變壓器在啟機過程的依賴程度，可以實現縮短以主變壓器或廠用變壓器檢修為關鍵路徑的機組檢修的工期。

（2）正常運行情況下如果發生機組廠用進線開關意外斷開或者保護、二次回路故障造成部分6kV廠用段失電，可以通過廠用電切換裝置將失電廠用段切換為220kV的啟動／備用變電源，不會引起跳機、跳堆，故障消除后還可以通過廠用電切換裝置切回機組廠用電運行，切換方式可以采用先斷后合的檢同期方式，降低了機組對廠用電源設備異常的依賴能力。

3.3 臺山核電廠廠用電改造方案和改造后優點

臺山核電廠的廠用電設計比較靈活，設備無需改造，運行方式可以有較大改進。筆者認為設計部門提供的臺山核電EPR機組的供電方式可以進一步優化：

（1）當1臺廠用變壓器故障需要退出檢修時，允許輔助變壓器代替該廠用變壓器運行。當廠用變壓器故障消除后，則可以通過廠用電切換裝置由輔助變壓器切換回高壓廠用變壓器供電，保證機組正常運行。

（2）當2臺廠用變壓器故障需要退出檢修或者機組啟動過程中，允許2臺輔助變壓器代替該廠用變壓器運行一段時間（根據2臺機組無備用電源運行的要求來確定運行時間）。如果在規程要求的時間內可以消除故障，則可以通過廠用電切換裝置由輔助變壓器切換回高壓廠用變壓器供電，保證機組正常運行。

上述運行方式的優點有：

（1）EPR機組大修中，主變壓器可以獲得和發電機同樣寬廣的維修窗口。

（2）除非主變壓器故障，機組廠用進線開關意外斷開或者保護、二次回路故障造成的部分6kV廠用段失電都不會引起跳機，可以在機組運行中隔離廠用變壓器或者對二次回路進行檢修，檢修后可以通過廠用電切換裝置切換回由廠用變壓器供電。

4 結論

與火電的高污染、燃料緊缺、經濟性差相比，核電作為一種新型的高效能、低污染、發展潛力大的能源受到國內外能源產業越來越多的青睞，但其安全性是發展核能的前提條件。鑒于核電廠廠用電的重要性，廠用電設計應該本著方式多變、可靠性高和兼顧經濟性的設計原則。借鑒已運行核電廠廠用電設計與運行方案和目前設計技術的更新，結合當前常規電廠和變壓器生產技術、廠用電源切換技術應用經驗得出，新建或改進核電廠的廠用電系統應該在輔助變壓器容量、廠用電切換方式、220kV備用電源接線方式等方面進行考慮，以滿足電廠設備運行方式、設備管理的改進和優化。