核电机组电气设计分析

王 宁

（中国电力工程顾问集团公司，北京 100120）

近年来，随着我国能源政策的不断调整，核电方针由“适度发展核电”调整为“积极推进核电建设”，核电事业得到快速发展。2007年10月，国务院颁布了《核电中长期发展规划(2005—2020年)》，明确到2020年我国核电运行装机容量将达到4 000万kW，在建核电容量保持1 800万kW左右，核电占全部电力装机容量的比重从现在的不到2%提高到4%。2008年11月，国家能源局又提出调整意见，到2020年我国核电运行装机容量调整为7 000万kW，在建装机容量3 000万kW，核电占电力装机比重将达到5%以上。

1 我国核电机组设计现状

1.1 现有设计能力

通过秦山一、二期的自主设计以及大亚湾、岭澳等核电项目的联合设计，我国具备了300 MW（CN P300）、600 MW（CN P600）级压水堆核电站自主设计的能力，也具备了以我为主、中外合作设计1 000 MW级压水堆核电站的能力。“十一五”期间，利用秦山二期和岭澳一期已有成熟技术并“翻版加改进”，建设秦山二期扩建和岭澳二期等一大批二代改进型核电工程；同时引进三代核电技术AP1000和EPR，建设浙江三门、山东海阳和广东台山核电工程。在消化、吸收的基础上进一步优化改进，提高核电机组的安全性和经济性，逐步完善我国独立自主设计1 000 MW级核电站的能力。经过数十年的努力，设计单位积累了国内外大量的核电设计标准及规范，并针对工程需要处理了许多国外标准之间、国外和国内标准之间的接口和转化。我国的核电工程设计目前已逐步过渡为国内企业自主完成设计，形成中国先进压水堆核电站品牌和批量化建设的设计能力。

1.2 主要差距

我国要实现核电自主设计、自主制造、自主建设和自主运营的国产化目标，首先要加强标准化建设，建立自己的核电规范和标准体系。目前，我国已初步建立一套有关核电站选址、设计、建造、运行和退役的法规体系，但尚未形成完整的核电站系统及设备设计的标准体系，采用的规范和标准主要由三方面组成：（1）技术输出国规范和标准，主要是法国、美国标准；（2）国际通用或国外规范和标准；（3）国内现有规范和标准。由于各标准之间存在诸多不一致，在一定程度上给标准的选用和执行带来了复杂性；同时也有悖于国家引进、消化、吸收国外技术，实现核电自主化、设备本地化的指导思想。因此还需要在中外合作、技术引进及工程实践过程中，消化、吸收国外先进经验，如美国ASME、法国RCC及IEEE等国外、国际标准，逐步完善我国核电设计标准体系。

2 对核电机组电气设计的几点意见

2.1 厂用电压等级

国内已建及在建核电机组厂用电压等级见表1。

表1 厂用电压等级Table 1 Scale of service voltage

目前，我国对于核电站电气系统及设备设计尚未颁布较为系统的规范和标准，在工程应用方面操作性不强，国内核电站电气设计在参照我国标准的同时还要参考国外成熟、通用的标准系列，一般较多采用IEEE和RCC-E标准，由此产生了各标准之间不一致的问题。根据《IEC标准电压》（I E C60038：2002），标称电压400/690 V及6.6 kV均为IEC标准电压；而按照《标准电压》（GB/T 156—2007），根据我国设计及设备制造实际情况，将以上电压分别修改为380/660 V及6 kV；此外，根据参考电站设计，大亚湾及岭澳一、二期工程直流电压等级采用230 V、115 V、48 V和30 V，其中230 V、115 V即非我国的标准电压，也非IEC标准电压。

依据我国火电项目技术引进的经验以及秦山一、二期等工程的招标经验，国外设备制造商能够满足我国国标要求，因此从有利于设备国产化等方面考虑，厂用电压等级应逐步过渡到我国的国家标准上来。经过设计单位的不断改进，目前已将230 V、115 V直流电压修改为220 V、110 V；对于48 V直流系统，核岛部分仍然保留，BOP部分全部取消；30 V直流系统已取消。

近期设计的M310改进型核电机组，给水系统由大亚湾、岭澳一期的每台机组2台汽动给水泵加1台启动/备用电动给水泵改为每台机组设3台电动给水泵，辅助锅炉由燃油锅炉普遍改为电锅炉，有些工程还增加了海水淡化等装置，引起厂用电负荷的增加和最大单台电动机容量的提高，带来短路容量增大、启动压降大等一系列问题。当采用参考电站的6.6 kV电压等级时，6.6 kV系统短路水平已接近50 kA，同时电动机正常启动电压也已接近有关规程要求下限，而且6.6 kV不是我国标准电压等级。因此，应综合考虑工艺系统负荷、设备供应情况以及有利于国产化等因素，结合厂用电接线设计方案及厂用配电装置布置，对厂用电压等级进行技术经济论证后确定。

2.2 220 kV辅助变压器的设置及布置

国内已建及在建核电机组辅助变压器的设置及布置见表2。

表2 辅助变压器的设置及布置Table 2 Configuration and deployment of auxiliary transformer

根据《核电厂优先电源》（GB/T 13177—2000，等效采用IEEE Std 765—1995），有如下内容：“3.4核电厂优先电源是在事故和事故后工况下，从输电系统优先给安全级电力系统供电的电源”以及“7.1在多机组核电厂里，2台或2台以上的机组可以共用优先电源”。由于西屋公司AP1000标准设计是按照单堆系统设计的，每台机组设置一套优先电源，即每台机组设2台辅助变压器；而其他堆型则是2台机组设置一套优先电源，即2台机组共用2台辅助变压器；因此相对其他堆型AP1000辅助变压器的数量增加了一倍，而AP1000采用的是非能动安全系统，对交流电源的要求为非安全级的。西屋公司对于其标准设计能否进一步优化始终未给出合理解释，还需要我们在引进、消化过程中根据机组运行方式及辅助电源的作用，进一步研究AP1000两台机组合设一套优先电源的可行性。

一般来讲，为减少线路的损耗和电压降，变压器应尽量靠近负荷布置，因此核电站的辅助变压器也应尽量靠近电气厂房。但工程设计中为方便220 kV设备的运行、管理及出线，往往将220 kV与500 kV升压站布置在一起，全厂的辅助变压器也集中布置在220 kV升压站内，从而大大增加了辅助变压器低压侧电缆的长度，增大了中压厂用电系统的接地电容电流，尤其当220 kV升压站距离电气厂房较远时。据统计，只有大亚湾和阳江核电站单独将220 kV升压站靠近主厂房区布置，也只有少数工程单独将辅助变压器靠近电气厂房布置。从电气专业角度，辅助变压器宜尽量靠近电气厂房：当500 kV升压站距离电气厂房较近时，220 kV升压站及辅助变压器可与500 kV升压站集中布置在一起；当500 kV升压站距离电气厂房较远时，可将220 kV升压站靠近主厂房区布置或将辅助变压器靠近电气厂房布置。

2.3 主变压器至高压配电装置的连接方式

核电站主变压器至高压配电装置的连接方式包括高压电缆、SF6气体绝缘母线、架空线或几种方式的混合式。我国最初引进的大亚湾核电站采用了SF6气体绝缘母线，以大亚湾为参考电站的核电站基本都沿用了SF6气体绝缘母线；由中核集团设计、建造的秦山一、二期、海南昌江、福清核电站则采用高压电缆（充油式）；近期也有核电站开始采用架空线方式。

目前在火电厂中交联式高压电缆（XLPE）已基本取代了充油式高压电缆，但由于国内外XLPE电缆设计寿命均不超过30年，不能满足核电站整体设计寿命40年的要求，因此国内核电站采用了充油式高压电缆。

国内已建及在建核电站主变压器出线方式见表3。

出线方式技术经济比较见表4（工程投资以某核电工程为例）。

根据《输变电设施可靠性评价规程》（DL/T 837—2003），对输变电设施运行可靠性评价的主要指标有可用系数、计划停运时间、非计划停运时间、强迫停运率等。虽然电力行业在输变电设施可靠性评价中没有对SF6气体绝缘母线单独分类，由于其与SF6全封闭组合电器（GIS）的母线结构、性能及制造标准完全相同，运行可靠性指标可参照GIS。

表3 主变压器出线方式Table 3 Outlet mode of main transformer

表4 出线方式技术经济比较Table 4 Technical and economic comparison for outlet modes

根据国家电监会电力可靠性管理中心发布的2007年全国220 kV及以上电压等级13类输变电设施的可靠性数据，架空线路、电缆线路及全封闭组合电器的运行可靠性指标见表5。

表5 输变电设施运行可靠性指标Table 5 Reliability index of transmission and distribution installations

由表5可见，架空线、高压电缆和S F6气体绝缘母线三种出线方式的可用系数相差并不大，均可满足核电机组电力送出的可靠性要求。需要说明的是，常规架空线路大都布置在野外空旷地带，受外界环境条件的影响较大，且档距较长，发生雷击、污闪、断线、倒塔等事故的几率相对较高；而核电站受总平面布置的限制，厂区内架空出线档距一般较短。总之，厂区内的架空出线比普通输电线路的设计标准、绝缘水平及单位投资都要高，维护条件要好，因此厂区内架空出线应该比输电线路的可用系数（99.327%）更高一些。从投资上来说，架空线大致仅为高压电缆的1/3、为SF6气体绝缘母线的1/6～1/8，个别工程可能会更低，经济效益非常明显。国内火电厂中，不管是沿海电厂还是内陆电厂，主变压器至高压配电装置普遍采用架空线连接，国外核电站采用这种方式的也有很多，具有非常成熟的运行经验。在工程设计中，应结合厂址条件及厂区总平面布置，经技术经济论证合理确定主变压器至高压配电装置的连接方式，在条件允许的情况下优先考虑架空线方式。

2.4 高压配电装置选型

高压配电装置主要有以下三种型式：屋外敞开式（AIS）、SF6全封闭组合电器（GIS）以及SF6混合绝缘组合电器（HGIS）。目前，我国已建及在建的核电站主要集中在沿海地区，地处电气IV级污秽区，考虑台风、潮湿及盐雾对电气设备的影响，高压配电装置采用防护性能较好的户内或户外式GIS，其中秦山一、二期采用户外式GIS，其他工程采用户内式GIS。目前，除秦山一期和石岛湾因机组容量较小，采用220 kV电压出线外，国内其他核电站均为500 kV出线。

500 kV户内式GIS 、AIS和HGIS技术经济比较见表6（工程投资以某火电工程为例，500 kV为四角形接线）。

HGIS具有AIS经济性好的特点，同时在安全可靠性、运行维护性方面兼备了GIS的特点，是介于两者之间、更接近于GIS的一种新型配电装置，目前火电项目中已有防城港电厂、海门电厂投入运行，对于沿海电厂或场地受限制的内陆电厂是一种新的选择方案。按照2008年电网工程限额设计水平，500 kVHGIS参考价格为2 000万元/串，GIS参考价格为2 700万元/串，因此HGIS较GIS仍有较大的价格优势；目前，一批内陆核电项目已开展前期工作，内陆核电站通常厂址环境较好，在满足厂区总平面布置的前提下可优先考虑AIS方案。总之，应根据厂址污秽等级、场地条件及厂区总平面布置，结合地基处理、土建费用进行技术经济论证，合理确定高压配电装置的型式。

3 结论及建议

（1）目前，有些核电技术输出国的电压等级与我国标准电压等级存在不一致的问题，从有利于设备国产化等方面考虑，应逐步过渡到我国的国家标准上来；同时应综合考虑工艺系统负荷、设备供应情况以及有利于国产化等因素，对厂用电压等级进行技术经济论证后确定。

（2）对于AP1000辅助变压器的设置，应根据机组运行方式及辅助电源的作用，进一步研究两台机组合设一套优先电源的可行性；为减少线路的损耗和电压降，减少中压厂用电系统的接地电容电流，核电站的220 kV升压站宜靠近主厂房区布置、辅助变压器宜靠近电气厂房布置。

（3）核电站主变压器至高压配电装置的连接方式目前有高压电缆、SF6气体绝缘母线、架空线或几种方式的混合式，设计中应结合厂址条件及厂区总平面布置，经技术经济论证合理确定主变压器至高压配电装置的连接方式，在条件允许的情况下优先考虑架空线方式。

（4）对于沿海核电站，考虑环境因素，高压配电装置通常选用户内或户外式GIS；对于内陆

核电站，应综合考虑厂址污秽等级、场地条件及厂区总平面布置等因素，经技术经济论证合理确定高压配电装置的型式，在满足总平面布置的前提下优先考虑AIS。

表6 500 kV 配电装置技术经济比较Table 6 Technical and economic comparison for 500 kV switchgear

对于核电机组的电气设计，需要经历一个引进、消化、吸收并改进的过程。对影响到核安全的设计改进，一定要慎之又慎，按照相关程序进行论证并报请有关部门审批；对于不影响核安全的常规岛和BOP设计内容，可以综合考虑厂址适用性、设计及设备制造能力等因素，在现有成熟技术基础上不断改进，进一步提高核电机组运行的安全性、经济性，降低工程造价，最终实现我国核电产业自主化、本地化的建设目标。

[1] 广东核电培训中心，编. 900 MW压水堆核电站系统与设备[M]. 北京：原子能出版社，2007.

[2] 林诚格，主编. 非能动安全先进核电厂AP1000[M].北京：原子能出版社，2008.

[3] GB/T 156—2007. 标准电压[S].

[4] GB/T 13177—2000. 核电厂优先电源[S].

[5] DL/T 5222—2005. 导体和电器选择设计技术规定[S].

[6] 国内核电厂工程相关设计文件.