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摘要：对于新建电厂接入方案，面临特高压和超高压两种方案选择。但是由于核电厂具有其特殊性，在安全运行、设备检修等方面有高于常规电厂的要求和标准，特高压输电方案因为存在若干不确定因素，会对核电厂的安全、经济、稳定等带来很大的困难和挑战。
一、特高压输电对核电厂安全运行的影响
如果采用1000KV输电方案，远期六台机组采用同塔双回一条输电路径送入一个接入点;如果采用500KV输电方案，远期六台机组将有同塔双回两条输电线路送入两个接入点。
虽然两种方案的短路电流、潮流计算等均满足电网要求，但是特高压输电对核电厂安全运行存在一定隐患。输电线路可能因为台风、雷击、冰冻、山火、泥石流等原因，导致输电中断。对于500KV输电方案因为有两条输电线路，即使一条线路中断，仍然可以通过剩余线路输电，对核电厂本身基本无影响;对于1000KV输电方案，如果唯一的输电线路中断，则核电厂六台机组全部与电网解列，只带厂用负荷。
理论上，如果反应堆自动控制系统能正常应对，则机组甩厂用电运行，核功率稳定在30%Pn，可以避免反应堆停堆;但根据实际运行经验和模拟机演练，反应堆往往不能正常应对如此剧烈的状态变化，保护参数如果持续恶化而不能手动调节到正常范围，将会触发反应堆自动停堆。
即使甩厂用电成功，也会对反应堆产生巨大的扰动。主要表现为：快速甩负荷，汽轮发电机组转速瞬间最高升到107%（超加速），G棒下插至30%Pn的整定棒位，R棒下插，甩负荷约70秒后开始提升，中子通量先上升后下降，堆芯温度先上升后下降，稳压器的水位和压力先升后降，蒸发器水位先降后升，蒸汽旁路排放阀门开启等等。
二、关于特高压设备维护检修
发电成本是衡量核电站经济业绩的重要指标。降低发电成本的主要措施是提高机组能力因子和降低运行维修费用。提高机组能力因子最有效和最直接的手段是缩短大修工期和减少非计划自动停堆次数。
主变及配套设备检修是换料大修时的重要项目，检修项目多，辅助工作多，关联性和逻辑性强，需要做中长期的规划和具体实施的专项计划，其检修工期对整个大修工期和大修项目安排有重要影响。
目前特高压变压器在特高压输电变电站已有所应用，但是发电厂用特高压变压器仅有平圩电厂三期正在使用的三台单相变压器（型号DFP-400000/1000，2015年投运），由特变电工股份有限公司制造，是全世界唯一在运的由发电机出口电压27kV直接升至1000kV的特高压发电厂用变压器。
发电厂用特高压升压变原理和结构与超高压升压变及站用特高压变压器在技术上有较大差异：一是由低压27千伏直接升压至1000千伏，传递过电压问题特别突出，漏磁和局部过热的控制难度更大;二是低压绕组的工作及短路电流大，抗短路问题突出;三是需研究全新的线圈结构、主纵绝缘结构和出线结构;四是需研究满足特殊调压方式和要求、电压等级高的无励磁调压开关。这四个方面实际上就是要解决电、磁、热、力这四大基本问题。这些问题在特高压变压器设计和制造阶段是否都完满解决？日常运行有无安全隐患？
对上述这些问题，或者缺乏实际调研分析，或者尚待较长时间的运行检验，目前答案都是空白。
主变压器及配套设备检修是核电厂重要检修项目，该设备的运维对核电厂的发电成本有重大影响。目前中广核集团范围内核电厂已经有针对500KV输电设备的成熟的检修工艺和流程，对特高压设备的运维缺乏经验和必要的基础准备，如果采用特高压输电，势必会给未来的三澳核电厂在设备检修方面带来巨大的困难和挑战。
三、 厂内设备及布置
特高压在电网中已应用了多年，具有一定的运行经验，但在核电厂中尚未使用。核电厂中使用的相关特高压设备主要包括：主变压器、GIS设备和GIL管道母线，借鉴电网的运行经验，主变压器与GIS设备较为成熟，GIL管道母线仅在个别电站中应用，运行经验较少，设备的可靠性、成熟性有待进一步调研。
特高压主变、GIS设备外形尺寸大，设备布置占地面积相对超高压设备增加较多，需要对厂内相关子项作进一步规划布置。GIL缺少运行经验，厂内输电可能需要考虑架空线方案，从厂址条件与总图规划布局看，厂内线路走廊用地紧张，敷设困难，另外厂址位于海滨，台风影响显著，厂内输电方案需要进一步研究。
因此，从技术性和经济性上来讲，核电厂内采用特高压方案都是劣于500kV超高压方案的。如果在输电规划评审后，接入系统电压等级确定为特高压，那么建议在后续接入系统方案论证时考虑采用两级电压方案参与比选，即厂内采用500kV输电方案，在核电站500kV开关站线路侧通过升压变升压至1000kV再接入电网。
四、 厂用电系统运行
核电机组正常运行时，交流厂用电系统由主发电机经高压厂用变压器供电;在核电机组启动、停运及维护时，从优先电源经主变压器及高压厂用变压器给单元机组厂用设备供电;当由于电气故障失去厂外优先电源和主发电机电源时，厂用母线通过自动切换将电源切换至厂外备用电源（220kV），由220kV厂外备用电源经备用电源变压器向交流厂用电系统供电。
在厂外备用电源专题中，220kV电源容量按（6×95+25）MW要求规划，可保证在主厂外电源失去后，为全厂机组提供后备电源。
五、变压器故障说明
以下内容摘自WANO报告：SOER2011-1大型变压器的可靠性
每年世界各地的核電厂都会发生与变压器有关的事件，很多事件都是与大型的主变、辅变或启动电力变压器有关。为数众多的反应堆紧急停堆、电厂停堆和降功率均和该类事件有关。变压器事件往往造成发电量的减少和高额的维修费用。
美国INPO分析了70例变压器事件，事件造成的后果如下图所示：
造成变压器故障的原因有很多，其中主要的原因包括但不限于以下几点：
1、缺乏对变压器进行持续有效且全面的监测。
2、缺少全面且必要的预防性维修。
3、变压器供货商无法提供有效的技术支持和服务。
4、各核电厂的变压器设计不同，很难在行业内实现经验共享。
纵览核电行业的普遍做法，可以看出，变压器及其辅助设备方面的专业知识和技能的欠缺是核电厂人员的薄弱环节，缺少经验丰富的专家监视变压器的状态、监督维修活动和可能对主变造成风险的工作。电厂经常要求承包商或其他厂外人员对主变进行维修和试验，虽然这些人对他们所从事的工作具备一定的知识，但他们可能对核行业中变压器方面的经验、历史纪录及核电厂特定的状态、政策和工作程序没有充分了解，这些可能直接导致事件的发生或状态的降级。
鉴于核电厂主变压器故障多发且后果严重，核电厂主变压器的选型务必谨慎，主要应考虑投运后的监测和维护，以及行业内的技术支持和经验共享。
六、结论及建议
核电厂首要遵循“安全第一”的基本原则，核安全是核电企业的生命线，核电厂的根本是保障核安全，任何导致非安全事件概率上升的行为都应该被禁止。在初始设计阶段应该为核安全奠定坚实的基础，而非人为引入不安全因素。如果仅仅为了满足商运后电能消纳这一方面的要求，而在项目前期由诸多方面引入风险和隐患，则违背了核电厂的核安全理念和文化。况且电力市场存在不确定性，即使采用特高压输电方案也不能得到电能消纳的绝对保障。
1000KV输电方案相比于500KV输电方案，在安全方面引入了更多隐患和不确定因素，不宜在现阶段作为核电厂输电方案。另外，在经济性、对厂内设计影响、设备运维等方面，500KV输电方案具有明显的优势。
一、特高压输电对核电厂安全运行的影响
如果采用1000KV输电方案，远期六台机组采用同塔双回一条输电路径送入一个接入点;如果采用500KV输电方案，远期六台机组将有同塔双回两条输电线路送入两个接入点。
虽然两种方案的短路电流、潮流计算等均满足电网要求，但是特高压输电对核电厂安全运行存在一定隐患。输电线路可能因为台风、雷击、冰冻、山火、泥石流等原因，导致输电中断。对于500KV输电方案因为有两条输电线路，即使一条线路中断，仍然可以通过剩余线路输电，对核电厂本身基本无影响;对于1000KV输电方案，如果唯一的输电线路中断，则核电厂六台机组全部与电网解列，只带厂用负荷。
理论上，如果反应堆自动控制系统能正常应对，则机组甩厂用电运行，核功率稳定在30%Pn，可以避免反应堆停堆;但根据实际运行经验和模拟机演练，反应堆往往不能正常应对如此剧烈的状态变化，保护参数如果持续恶化而不能手动调节到正常范围，将会触发反应堆自动停堆。
即使甩厂用电成功，也会对反应堆产生巨大的扰动。主要表现为：快速甩负荷，汽轮发电机组转速瞬间最高升到107%（超加速），G棒下插至30%Pn的整定棒位，R棒下插，甩负荷约70秒后开始提升，中子通量先上升后下降，堆芯温度先上升后下降，稳压器的水位和压力先升后降，蒸发器水位先降后升，蒸汽旁路排放阀门开启等等。
二、关于特高压设备维护检修
发电成本是衡量核电站经济业绩的重要指标。降低发电成本的主要措施是提高机组能力因子和降低运行维修费用。提高机组能力因子最有效和最直接的手段是缩短大修工期和减少非计划自动停堆次数。
主变及配套设备检修是换料大修时的重要项目，检修项目多，辅助工作多，关联性和逻辑性强，需要做中长期的规划和具体实施的专项计划，其检修工期对整个大修工期和大修项目安排有重要影响。
目前特高压变压器在特高压输电变电站已有所应用，但是发电厂用特高压变压器仅有平圩电厂三期正在使用的三台单相变压器（型号DFP-400000/1000，2015年投运），由特变电工股份有限公司制造，是全世界唯一在运的由发电机出口电压27kV直接升至1000kV的特高压发电厂用变压器。
发电厂用特高压升压变原理和结构与超高压升压变及站用特高压变压器在技术上有较大差异：一是由低压27千伏直接升压至1000千伏，传递过电压问题特别突出，漏磁和局部过热的控制难度更大;二是低压绕组的工作及短路电流大，抗短路问题突出;三是需研究全新的线圈结构、主纵绝缘结构和出线结构;四是需研究满足特殊调压方式和要求、电压等级高的无励磁调压开关。这四个方面实际上就是要解决电、磁、热、力这四大基本问题。这些问题在特高压变压器设计和制造阶段是否都完满解决？日常运行有无安全隐患？
对上述这些问题，或者缺乏实际调研分析，或者尚待较长时间的运行检验，目前答案都是空白。
主变压器及配套设备检修是核电厂重要检修项目，该设备的运维对核电厂的发电成本有重大影响。目前中广核集团范围内核电厂已经有针对500KV输电设备的成熟的检修工艺和流程，对特高压设备的运维缺乏经验和必要的基础准备，如果采用特高压输电，势必会给未来的三澳核电厂在设备检修方面带来巨大的困难和挑战。
三、 厂内设备及布置
特高压在电网中已应用了多年，具有一定的运行经验，但在核电厂中尚未使用。核电厂中使用的相关特高压设备主要包括：主变压器、GIS设备和GIL管道母线，借鉴电网的运行经验，主变压器与GIS设备较为成熟，GIL管道母线仅在个别电站中应用，运行经验较少，设备的可靠性、成熟性有待进一步调研。
特高压主变、GIS设备外形尺寸大，设备布置占地面积相对超高压设备增加较多，需要对厂内相关子项作进一步规划布置。GIL缺少运行经验，厂内输电可能需要考虑架空线方案，从厂址条件与总图规划布局看，厂内线路走廊用地紧张，敷设困难，另外厂址位于海滨，台风影响显著，厂内输电方案需要进一步研究。
因此，从技术性和经济性上来讲，核电厂内采用特高压方案都是劣于500kV超高压方案的。如果在输电规划评审后，接入系统电压等级确定为特高压，那么建议在后续接入系统方案论证时考虑采用两级电压方案参与比选，即厂内采用500kV输电方案，在核电站500kV开关站线路侧通过升压变升压至1000kV再接入电网。
四、 厂用电系统运行
核电机组正常运行时，交流厂用电系统由主发电机经高压厂用变压器供电;在核电机组启动、停运及维护时，从优先电源经主变压器及高压厂用变压器给单元机组厂用设备供电;当由于电气故障失去厂外优先电源和主发电机电源时，厂用母线通过自动切换将电源切换至厂外备用电源（220kV），由220kV厂外备用电源经备用电源变压器向交流厂用电系统供电。
在厂外备用电源专题中，220kV电源容量按（6×95+25）MW要求规划，可保证在主厂外电源失去后，为全厂机组提供后备电源。
五、变压器故障说明
以下内容摘自WANO报告：SOER2011-1大型变压器的可靠性
每年世界各地的核電厂都会发生与变压器有关的事件，很多事件都是与大型的主变、辅变或启动电力变压器有关。为数众多的反应堆紧急停堆、电厂停堆和降功率均和该类事件有关。变压器事件往往造成发电量的减少和高额的维修费用。
美国INPO分析了70例变压器事件，事件造成的后果如下图所示：
造成变压器故障的原因有很多，其中主要的原因包括但不限于以下几点：
1、缺乏对变压器进行持续有效且全面的监测。
2、缺少全面且必要的预防性维修。
3、变压器供货商无法提供有效的技术支持和服务。
4、各核电厂的变压器设计不同，很难在行业内实现经验共享。
纵览核电行业的普遍做法，可以看出，变压器及其辅助设备方面的专业知识和技能的欠缺是核电厂人员的薄弱环节，缺少经验丰富的专家监视变压器的状态、监督维修活动和可能对主变造成风险的工作。电厂经常要求承包商或其他厂外人员对主变进行维修和试验，虽然这些人对他们所从事的工作具备一定的知识，但他们可能对核行业中变压器方面的经验、历史纪录及核电厂特定的状态、政策和工作程序没有充分了解，这些可能直接导致事件的发生或状态的降级。
鉴于核电厂主变压器故障多发且后果严重，核电厂主变压器的选型务必谨慎，主要应考虑投运后的监测和维护，以及行业内的技术支持和经验共享。
六、结论及建议
核电厂首要遵循“安全第一”的基本原则，核安全是核电企业的生命线，核电厂的根本是保障核安全，任何导致非安全事件概率上升的行为都应该被禁止。在初始设计阶段应该为核安全奠定坚实的基础，而非人为引入不安全因素。如果仅仅为了满足商运后电能消纳这一方面的要求，而在项目前期由诸多方面引入风险和隐患，则违背了核电厂的核安全理念和文化。况且电力市场存在不确定性，即使采用特高压输电方案也不能得到电能消纳的绝对保障。
1000KV输电方案相比于500KV输电方案，在安全方面引入了更多隐患和不确定因素，不宜在现阶段作为核电厂输电方案。另外，在经济性、对厂内设计影响、设备运维等方面，500KV输电方案具有明显的优势。