特高壓接入系統方案及對核電廠設計的影響

支凱軍

摘要：對于新建電廠接入方案，面臨特高壓和超高壓兩種方案選擇。但是由于核電廠具有其特殊性，在安全運行、設備檢修等方面有高于常規電廠的要求和標準，特高壓輸電方案因為存在若干不確定因素，會對核電廠的安全、經濟、穩定等帶來很大的困難和挑戰。

一、特高壓輸電對核電廠安全運行的影響

如果采用1000KV輸電方案，遠期六臺機組采用同塔雙回一條輸電路徑送入一個接入點;如果采用500KV輸電方案，遠期六臺機組將有同塔雙回兩條輸電線路送入兩個接入點。

雖然兩種方案的短路電流、潮流計算等均滿足電網要求，但是特高壓輸電對核電廠安全運行存在一定隱患。輸電線路可能因為臺風、雷擊、冰凍、山火、泥石流等原因，導致輸電中斷。對于500KV輸電方案因為有兩條輸電線路，即使一條線路中斷，仍然可以通過剩余線路輸電，對核電廠本身基本無影響;對于1000KV輸電方案，如果唯一的輸電線路中斷，則核電廠六臺機組全部與電網解列，只帶廠用負荷。

理論上，如果反應堆自動控制系統能正常應對，則機組甩廠用電運行，核功率穩定在30%Pn，可以避免反應堆停堆;但根據實際運行經驗和模擬機演練，反應堆往往不能正常應對如此劇烈的狀態變化，保護參數如果持續惡化而不能手動調節到正常范圍，將會觸發反應堆自動停堆。

即使甩廠用電成功，也會對反應堆產生巨大的擾動。主要表現為：快速甩負荷，汽輪發電機組轉速瞬間最高升到107%（超加速），G棒下插至30%Pn的整定棒位，R棒下插，甩負荷約70秒后開始提升，中子通量先上升后下降，堆芯溫度先上升后下降，穩壓器的水位和壓力先升后降，蒸發器水位先降后升，蒸汽旁路排放閥門開啟等等。

二、關于特高壓設備維護檢修

發電成本是衡量核電站經濟業績的重要指標。降低發電成本的主要措施是提高機組能力因子和降低運行維修費用。提高機組能力因子最有效和最直接的手段是縮短大修工期和減少非計劃自動停堆次數。

主變及配套設備檢修是換料大修時的重要項目，檢修項目多，輔助工作多，關聯性和邏輯性強，需要做中長期的規劃和具體實施的專項計劃，其檢修工期對整個大修工期和大修項目安排有重要影響。

目前特高壓變壓器在特高壓輸電變電站已有所應用，但是發電廠用特高壓變壓器僅有平圩電廠三期正在使用的三臺單相變壓器（型號DFP-400000/1000，2015年投運），由特變電工股份有限公司制造，是全世界唯一在運的由發電機出口電壓27kV直接升至1000kV的特高壓發電廠用變壓器。

發電廠用特高壓升壓變原理和結構與超高壓升壓變及站用特高壓變壓器在技術上有較大差異：一是由低壓27千伏直接升壓至1000千伏，傳遞過電壓問題特別突出，漏磁和局部過熱的控制難度更大;二是低壓繞組的工作及短路電流大，抗短路問題突出;三是需研究全新的線圈結構、主縱絕緣結構和出線結構;四是需研究滿足特殊調壓方式和要求、電壓等級高的無勵磁調壓開關。這四個方面實際上就是要解決電、磁、熱、力這四大基本問題。這些問題在特高壓變壓器設計和制造階段是否都完滿解決？日常運行有無安全隱患？

對上述這些問題，或者缺乏實際調研分析，或者尚待較長時間的運行檢驗，目前答案都是空白。

主變壓器及配套設備檢修是核電廠重要檢修項目，該設備的運維對核電廠的發電成本有重大影響。目前中廣核集團范圍內核電廠已經有針對500KV輸電設備的成熟的檢修工藝和流程，對特高壓設備的運維缺乏經驗和必要的基礎準備，如果采用特高壓輸電，勢必會給未來的三澳核電廠在設備檢修方面帶來巨大的困難和挑戰。

三、 廠內設備及布置

特高壓在電網中已應用了多年，具有一定的運行經驗，但在核電廠中尚未使用。核電廠中使用的相關特高壓設備主要包括：主變壓器、GIS設備和GIL管道母線，借鑒電網的運行經驗，主變壓器與GIS設備較為成熟，GIL管道母線僅在個別電站中應用，運行經驗較少，設備的可靠性、成熟性有待進一步調研。

特高壓主變、GIS設備外形尺寸大，設備布置占地面積相對超高壓設備增加較多，需要對廠內相關子項作進一步規劃布置。GIL缺少運行經驗，廠內輸電可能需要考慮架空線方案，從廠址條件與總圖規劃布局看，廠內線路走廊用地緊張，敷設困難，另外廠址位于海濱，臺風影響顯著，廠內輸電方案需要進一步研究。

因此，從技術性和經濟性上來講，核電廠內采用特高壓方案都是劣于500kV超高壓方案的。如果在輸電規劃評審后，接入系統電壓等級確定為特高壓，那么建議在后續接入系統方案論證時考慮采用兩級電壓方案參與比選，即廠內采用500kV輸電方案，在核電站500kV開關站線路側通過升壓變升壓至1000kV再接入電網。

四、 廠用電系統運行

核電機組正常運行時，交流廠用電系統由主發電機經高壓廠用變壓器供電;在核電機組啟動、停運及維護時，從優先電源經主變壓器及高壓廠用變壓器給單元機組廠用設備供電;當由于電氣故障失去廠外優先電源和主發電機電源時，廠用母線通過自動切換將電源切換至廠外備用電源（220kV），由220kV廠外備用電源經備用電源變壓器向交流廠用電系統供電。

在廠外備用電源專題中，220kV電源容量按（6×95+25）MW要求規劃，可保證在主廠外電源失去后，為全廠機組提供后備電源。

五、變壓器故障說明

以下內容摘自WANO報告：SOER2011-1大型變壓器的可靠性

每年世界各地的核電廠都會發生與變壓器有關的事件，很多事件都是與大型的主變、輔變或啟動電力變壓器有關。為數眾多的反應堆緊急停堆、電廠停堆和降功率均和該類事件有關。變壓器事件往往造成發電量的減少和高額的維修費用。

美國INPO分析了70例變壓器事件，事件造成的后果如下圖所示：

造成變壓器故障的原因有很多，其中主要的原因包括但不限于以下幾點：

1、缺乏對變壓器進行持續有效且全面的監測。

2、缺少全面且必要的預防性維修。

3、變壓器供貨商無法提供有效的技術支持和服務。

4、各核電廠的變壓器設計不同，很難在行業內實現經驗共享。

縱覽核電行業的普遍做法，可以看出，變壓器及其輔助設備方面的專業知識和技能的欠缺是核電廠人員的薄弱環節，缺少經驗豐富的專家監視變壓器的狀態、監督維修活動和可能對主變造成風險的工作。電廠經常要求承包商或其他廠外人員對主變進行維修和試驗，雖然這些人對他們所從事的工作具備一定的知識，但他們可能對核行業中變壓器方面的經驗、歷史紀錄及核電廠特定的狀態、政策和工作程序沒有充分了解，這些可能直接導致事件的發生或狀態的降級。

鑒于核電廠主變壓器故障多發且后果嚴重，核電廠主變壓器的選型務必謹慎，主要應考慮投運后的監測和維護，以及行業內的技術支持和經驗共享。

六、結論及建議

核電廠首要遵循“安全第一”的基本原則，核安全是核電企業的生命線，核電廠的根本是保障核安全，任何導致非安全事件概率上升的行為都應該被禁止。在初始設計階段應該為核安全奠定堅實的基礎，而非人為引入不安全因素。如果僅僅為了滿足商運后電能消納這一方面的要求，而在項目前期由諸多方面引入風險和隱患，則違背了核電廠的核安全理念和文化。況且電力市場存在不確定性，即使采用特高壓輸電方案也不能得到電能消納的絕對保障。

1000KV輸電方案相比于500KV輸電方案，在安全方面引入了更多隱患和不確定因素，不宜在現階段作為核電廠輸電方案。另外，在經濟性、對廠內設計影響、設備運維等方面，500KV輸電方案具有明顯的優勢。