趙 龍

（海南核電有限公司 海南昌江）

核電廠既是發(fā)電單位也是用電單位，2013年處于建設中期的海南昌江核電的年施工用電量就超過了2500萬千瓦時，而運行投產(chǎn)后兩臺機組的廠用電量最高負荷可達10萬千伏安。核電廠占地面積大、建設周期長、用電分散且多變，例如，某核電項目，廠區(qū)占地0.79 km2，建有100多個正式子項，還有分散在全廠各處的機加工車間、倉庫、混凝土攪拌站、辦公和宿舍樓等多個臨建子項。在2年的前期準備、5年的建設周期以及長達40年的設計壽命中，各個臨建子項的用電負荷又是不斷變化的。因此合理的分配和使用廠內(nèi)電源并對其優(yōu)化是十分必要的。

一、廠內(nèi)電源介紹

1.廠用電源

發(fā)電機出口的20 kV電源經(jīng)高壓廠用變壓器引至常規(guī)島6 kV廠用電系統(tǒng)（LGA/LGB）與核島6 kV廠用電系統(tǒng)（LGC/LGD），然后引至廠區(qū)6 kV用電系統(tǒng)（LGI及LGS/LGT等）以及其他用電系統(tǒng)，為廠區(qū)內(nèi)水泵、鍋爐、風機、空調(diào)、行車、照明、通訊、火警和儀控等各種用電設備供電。LGS/LGT還為廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)提供生活與辦公用電。為保證供電可靠性，廠用電源可通過多個系統(tǒng)來提供，主要有220 kV主電源、220 kV輔助電源、柴油發(fā)電機和蓄電池等。

2.施工電源

核電建設需要大量電力，為保證主體工程的建設進度，對施工電源要求較高。如果中斷供電將影響用電單位的正常工作，特別是一些重要部門，可能在經(jīng)濟上造成較大損失，屬于二級負荷。根據(jù)參考電站的建設經(jīng)驗，施工用電高峰期的負荷將達8000 kV·A，已滿足海南電網(wǎng)規(guī)劃原則中“電力二級設備，且報裝容量＞6300 kV·A時，應建專用變電站”的要求。故海南昌江核電新建了35 kV施工變電站（SD）。該電源分別引自35 kV南石變與35 kV昌城變兩處電站，經(jīng)SD內(nèi)變壓器降壓至10 kV母線。為保證施工用電的可靠性并考慮施工階段用電量的不確定因素，廠區(qū)內(nèi)施工用電主要采用10 kV簡單手拉手環(huán)網(wǎng)供電方式，其中兩段10 kV母線各引出兩回出線為核島施工區(qū)、混凝土攪拌站區(qū)及施工生活臨建區(qū)的10/0.4 kV箱式變壓器供電；另外，由其中一段母線引出兩回出線為生產(chǎn)臨建區(qū)、集裝箱辦公區(qū)供電，另一段母線引出一回出線為倉庫區(qū)供電。

二、廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)臨時電源優(yōu)化分析

1.廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)和廠用電源的制約關系

LGS/LGT各引兩路出線分別共給廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)的10 kV母線，為8臺變壓器供電。其中廠前區(qū)辦公樓10/0.4 kV變電所內(nèi)有2臺干式變壓器（均為2000 kV·A），現(xiàn)場服務區(qū)10/0.4 kV變電所內(nèi)有6臺干式變壓器（2臺1250 kV·A、2臺1000 kV·A、2臺 630 kV·A）。

廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)的竣工投運必須保證電源可用，根據(jù)廠前區(qū)、現(xiàn)場服務區(qū)電源和廠用電源的結構可以看出，若使廠前區(qū)和現(xiàn)場服務區(qū)竣工則需使廠用電源系統(tǒng)先竣工。由于廠區(qū)配電站以及常規(guī)島、核島、主開關站和輔助開關站等子項的施工邏輯靠后，使LGS/LGT以及其上游的LGI/LGC/LGD等廠用電源系統(tǒng)無法在廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)竣工前竣工，而造成一種僵局。由于存在各工作內(nèi)容建設進度的差異，應根據(jù)當前環(huán)境確定代價最小的臨時方案，以確保工程建設順利進行。

2.廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)臨時電源方案

廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)附近的電源有施工電源10 kV混凝土攪拌站回路的18#、19#箱式變壓器，以及核島回路的7#箱式變壓器。混凝土攪拌站回路與核島回路上游10 kV母線開關均為1250 A，電纜均為YJV22-8.7/10 kV 2(3×185)（考慮極端情況：銅芯交聯(lián)聚乙烯電纜雙拼平面排列直埋兩端接地，載流量為390×1.7=663 A）， 根據(jù)S=√ (3)UIcosφ， 回路最大負載為 9186 kV·A(φ取0.8)?；炷翑嚢枵净芈纷儔浩魅萘繛?800 kV·A，核島回路變壓器容量為5820 kV·A。考慮同時系數(shù)0.8，則混凝土攪拌站回路最大負荷為3040 kV·A，核島回路最大負荷為4656 kV·A。

廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)變壓器總容量為7760 kV·A（留有較大的冗余度）。但由于辦公用電和生活用電基本上是分時進行的，若考慮同時系數(shù)為0.6，則總負荷為4656 kV·A。則核島、混凝土攪拌站回路接入廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)后的最大負荷分別為9312 kV·A、7696 kV·A（ 如表 1）。在實際的運行過程中，發(fā)現(xiàn)混凝土攪拌站負荷率一直較低，通過測量，實際最高運行負荷僅為1000 kV·A（設計容量3040 kV·A）。又因核島回路是現(xiàn)場保電的重要用戶，且核島回路至廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)的電纜通道受后續(xù)綜合工藝廊道、廠區(qū)室外管線和廠區(qū)道路等施工的影響，不利于廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)電源的安全穩(wěn)定運行，故選擇混凝土攪拌站回路作為電源接口。

表1 廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)臨時電源負荷計算

分析廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)配電設計：廠前區(qū)設計兩段10 kV母線，分別設置進線柜1臺、PT柜1臺、計量柜1臺、出線柜1臺；現(xiàn)場服務區(qū)設計兩段10 kV母線，分別設置進線柜1臺、PT柜1臺、計量柜1臺、出線柜3臺（兩臺供現(xiàn)有現(xiàn)場服務區(qū)子項使用，一臺預留后續(xù)發(fā)展用地使用）。考慮廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)正式電源均為廠用電，屬于內(nèi)部計量，且上游各級開關均帶有檢測、計量功能，同時根據(jù)參考電站經(jīng)驗，為保證后續(xù)發(fā)展提供電源接口，要求設計取消計量柜并增設出線柜。

廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)設計為分段獨立運行，而施工電源混凝土攪拌站回路為簡單手拉手環(huán)網(wǎng)供電（SD內(nèi)兩段10 kV母線僅一端閉合，另一端常開），故應在距現(xiàn)場服務區(qū)最近的18#、19#箱進行解環(huán)，將現(xiàn)場服務區(qū)內(nèi)兩段10 kV母線接入環(huán)網(wǎng)，將現(xiàn)場服務區(qū)兩備用出線開關用電纜連接以完成環(huán)網(wǎng)，同時將廠前區(qū)10 kV進線開關分別接入現(xiàn)場服務區(qū)剩余兩備用出線開關，采用這種臨時方案后，目前已安全運行2年。

三、廠用電源優(yōu)化分析

1.廠用電源向施工電源反向輸電優(yōu)化方案

隨著昌江核電主電源倒送電的順利實現(xiàn)，廠用電源均已投用，廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)即恢復正式電源。由于廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)臨時用電方案已將現(xiàn)場服務區(qū)與施工電源混凝土攪拌站回路連通，待昌江核電投產(chǎn)運行后，可以考慮將半永久子項通過此線路改用廠用電源。

（1）方案內(nèi)容。35 kV施工變電站兩段10 kV母線分別對應一臺10 000 kV·A變壓器（一用一冷備），兩段母線以母線橋連接。由于同時系數(shù)較小以及設計冗余度較大的原因，使各回出線的最高負荷均遠低于設計容量，詳細運行統(tǒng)計數(shù)據(jù)見表2。隨著工程建設不斷深入，大量施工臨時用電將轉為正式電源，因此施工用電負荷將進一步降低。

表2 施工電源實際最高運行負荷統(tǒng)計表

LGS、LGT分別由6 kV母線LGIA、LGIB經(jīng)過2臺6/10 kV升壓式變壓器供電，其進出線開關均為630 A，根據(jù)S=√(3)UIcosφ， 開關最大負載為8730 kV·A(φ取 0.8)。 又由于 LGS、LGT進線變壓器容量均為5000 kV·A，故LGS、LGT回路最大負載均為5000 kV·A。其中除為廠前區(qū)、現(xiàn)場服務區(qū)供電外，LGS還為 EC1提供 1000 kV·A電源，LGT還為 EM提供 500 kV·A電源。由于廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)總負荷計算為4656 kV·A，故LGS、LGT分別為廠前區(qū)與現(xiàn)場服務區(qū)提供2328 kA·V電源，LGS、LGT 分別剩余 1672 kV·A、2172 kV·A 容量。

通過調(diào)整各級開關定值參數(shù)，將半永久子項切換為廠用電源：將混凝土攪拌站回路中16#、17#、18#箱式變壓器通過現(xiàn)場服務區(qū)10 kV一段連接至LGS回路，將19#箱式變壓器通過現(xiàn)場服務區(qū)10 kV二段連接至LGT回路，斷開SD內(nèi)10 kV二段與塘興變2#主變、10 kV一段的連接，通過19#箱式變壓器使35 kV施工變電站10 kV二段母線帶電，將施工生活臨建區(qū)回路和倉庫區(qū)回路連接至10 kV二段母線上，將剩余的核島回路、生產(chǎn)臨建區(qū)回路和集裝箱辦公區(qū)回路連接至10 kV一段母線。

（2）經(jīng)濟性分析。目前海南電網(wǎng)雖然整體缺電，但在海南昌江核電并網(wǎng)運行后將大大超出電網(wǎng)需求，在海底電纜二回反向輸電項目投產(chǎn)之前，海南電網(wǎng)目前要求海南昌江核電在并網(wǎng)后降功率運行，這將降低核電廠的效益。這是因為降功率運行與否，都需要相同的操作費用、相同的設備折舊和相同的核燃料成本。若在上網(wǎng)電量不變的同時提升運行功率、增加廠用電量，可降低施工電源電費成本，增加核電廠綜合效益。

即使海南昌江核電滿功率運行，由于上網(wǎng)電價依然遠低于施工電源的工業(yè)用電價，使用廠用電源代替施工電源仍然是經(jīng)濟的，將來進行二期擴建工程同樣也可以借鑒。據(jù)統(tǒng)計，2013年僅施工生活臨建區(qū)與攪拌站回路共用電約685萬千瓦時，若運行后改用廠用電源每年可節(jié)省410萬元。

2.施工電源為廠用電源提供備用電源優(yōu)化方案

由于部分子項電源需求較高，故考慮在運行投產(chǎn)后將施工電源作為備用電源。網(wǎng)控樓（TC）是主電源、輔助電源的控制中心，其低壓380 V電源LKT/LKR取自LGR。在LGR失電時將導致TC失電，若不能使LGR及時恢復，將嚴重影響TC的穩(wěn)定運行，導致“跳機”風險。淡水廠（OF）是現(xiàn)場供水的源頭，其低壓 380 V電源 LKO/LKP取自 LGI（LKO/LKP有母線聯(lián)接）。OF是保證廠房水源供給的關鍵環(huán)節(jié)，在事故情況下也需優(yōu)先確保其電源。在LKT、LKR和LKO增設進線開關柜，由附近的15#箱式變壓器、倉庫區(qū)變電所和22#箱式變壓器各引出一路電纜分別接入LKT、LKR和LKO新增進線開關，作為備用電源。

3.棄土場太陽能光伏發(fā)電方案

棄土場占地0.38 km2，年平均太陽總輻射量為5948 MJ/m2·年，可建設裝機容量15 MW的光伏發(fā)電項目。在未來可建設1座35 kV開關站，將光伏陣列電源由架空線接入SD，利用已有的35 kV輸電線路向電網(wǎng)供電。從而達到合理利用棄土場，為電網(wǎng)提供綠色能源的效果。

四、結論

在建安階段，施工組織設計中應重點考慮各種臨時方案，保證需提前完成的系統(tǒng)可以調(diào)試運行。設計部門應考慮不同階段的用電規(guī)律，將半永久子項合理的劃分至廠用電源范圍內(nèi)，以節(jié)約大量電費。對于重要子項和系統(tǒng)，應考慮多路電源，保證核電廠安全運行。應針對不同項目的特點，制定專項方案，合理的利用廠區(qū)土地水文資源。