傅旭，黃明良

(西北電力設計院，西安市，710075)

0 引言

隨著能源問題的重要性日益突顯，我國核電機組在未來20年將有較大的增長［1-7］。自1991年國內第1座核電站——秦山一期并網發(fā)電以來，已有6座核電站(11臺機組、90.08 GW)投入商業(yè)運行，分別為秦山一、二、三期共30.68 GW，田灣核電20 GW，大亞灣核電19.6 GW，嶺澳核電19.8 GW。根據(jù)國家中長期核電發(fā)展規(guī)劃(2007年版)［8］，到2020年，我國核電裝機容量將達到運行400 GW、在建180 GW的目標。

我國西北地區(qū)的一次能源豐富，在一定的時期內仍然是能源外送地區(qū)，由此造成西北地區(qū)的核電發(fā)展步伐將落后于其他電價承受能力強、一次能源缺乏的東部經濟發(fā)達地區(qū)。但從環(huán)境保護、優(yōu)化電源結構及社會可持續(xù)發(fā)展等方面來看，遠期在我國西北中東部省區(qū)建設一定數(shù)量的核電仍然是可行的。

目前，我國的大亞灣核電基地的4臺核電機組(2×9.8.4 GW+2×9.9 GW)以及田灣核電站的2臺核電機組(2×10.6 GW)，單機容量大，均接近或者超過10 GW。未來，中廣核集團擬采用單機容量更大的EPR 1700型機組［9-10］，并在全國大部分新建核電站中推廣使用。EPR 1700機型是由法國和德國共同開發(fā)的面向21世紀的改良型四環(huán)路壓水堆核電堆型，屬于第三代技術，堆型的熱功率為4 900 MWt，電功率為1.750 GW。中廣核在西北地區(qū)規(guī)劃的核電站址有陜西安康龔家洲地區(qū)、甘肅臨夏地區(qū)和寧夏吳忠地區(qū)。本文在文獻［10］的基礎上，結合西北電網規(guī)劃，分析上述站址接入EPR 1700大型核電機組后的西北電網適應性，重點從潮流分布、暫態(tài)穩(wěn)定和短路電流3個方面來分析。

1 西北電網核電機組接入方案

1.1 陜西核電接入系統(tǒng)方案

安康地區(qū)有豐富的水電資源，除滿足地區(qū)負荷外，仍有超過15 GW的盈余電力，而關中地區(qū)為電力虧缺地區(qū)，安康核電需要送往關中電網消納。結合電網規(guī)劃，安康地區(qū)核電適宜就近接入安康750 kV電網，進而通過750 kV送電通道送往陜西關中地區(qū)消納。根據(jù)安康地區(qū)核電的廠址，結合電廠單機容量及規(guī)劃總容量，初步擬定該地區(qū)核電廠初期投運1～2臺EPR 1700機組時，以2回750 kV線路接入安康750 kV變電站，如圖1所示。

圖1 安康核電接入系統(tǒng)方案Fig.1 Plan of Ankang nuclear power p lant connection

1.2 甘肅臨夏地區(qū)核電接入系統(tǒng)方案

從甘肅電網的電源和負荷分布情況分布來看，蘭州、天水地區(qū)均為電力虧缺地區(qū)，臨夏地區(qū)的電力消納能力有限。因此，臨夏地區(qū)核電需送往蘭州地區(qū)和天水地區(qū)消納。根據(jù)臨夏地區(qū)核電的廠址，結合電廠單機容量及規(guī)劃總容量，臨夏地區(qū)核電的接入方案中，初期投運1～2臺EPR 1700機組時，電廠出2回750 kV線路，接至蘭州東750 kV變電站，終期規(guī)模達到4臺機組時，可根據(jù)送電需要，再擴建1回電廠出線接至蘭州東750 kV變電站。

1.3 寧夏吳忠地區(qū)核電接入方案

以寧夏吳忠地區(qū)核電廠址距離黃河和銀川東750 kV變電站較近，接入方案如圖2所示。

圖2 吳忠核電接入電網方案Fig.2 Plan of Wuzhong nuclear power plant connection

吳忠核電廠以2點接入750 kV電網，初期投運1～2臺EPR 1700機組時，電廠出線3回，暫按2回至銀川東750 kV變電站、1回至黃河750 kV變電站；電廠終期規(guī)模達到3～4臺機組時，可根據(jù)送電需要，再擴建1回電廠出線，接入黃河750 kV變電站。

2 核電機組接入西北電網適應性

2.1 2020年西北電網規(guī)劃情況

2010年新疆與西北主網通過敦煌—哈密750 kV雙回線路實現(xiàn)聯(lián)網，西北750 kV骨干網架基本形成。目前，西北電網已形成陜甘斷面2回750 kV線路、甘青斷面4回750 kV線路、甘寧斷面2回750 kV線路、新疆與西北主網斷面2回750 kV線路的電網結構。西北電網在建及規(guī)劃的750 kV工程主要有：渭南—延安—榆橫雙回輸變電工程、日月山—烏蘭開關站—柴達木雙回輸變電工程、吐魯番—巴州輸變電工程、伊寧—鳳凰輸變電工程、蘭州東—天水—寶雞雙回輸變電工程、寶雞—西安南—渭南輸變電工程、伊寧—庫車—巴州輸變電工程、庫車—阿克蘇—喀什輸變電工程、鳳凰—西山—東郊輸變電工程。

目前，西北電網已投運的直流工程有：靈寶背靠背直流聯(lián)網工程、寶雞—德陽直流聯(lián)網工程、寧東±660 kV直流聯(lián)網工程、青藏±400 kV直流聯(lián)網工程?！笆濉逼陂g西北電網還規(guī)劃在哈密、酒泉、彬長、隴東和準東等地區(qū)建設大規(guī)模直流外送電工程。

2020年，西北電網將形成甘陜斷面4回、甘寧斷面2回、甘青斷面8回、陜寧斷面1回、新疆與西北主網斷面4回750 kV線路的電網結構。

西北網對網外送電出口主要集中在關中(彬長、渭南、寶雞)、寧東、隴東、酒泉、哈密、準東和伊犁等煤(風)電基地，便于煤電基地就近配套電源送出。根據(jù)規(guī)劃，2015年西北外送電規(guī)模為624.1 GW，其中接入三華同步電網96 GW，西北電網直流出口容量528.1 GW；2020年西北外送電規(guī)模為1 096.6 GW，其中接入三華同步電網260 GW，西北電網直流出口容量931.6 GW。

2.2 大容量核電機組對電網潮流分布影響

2.2.1 安康地區(qū)潮流分析

夏大方式下，扣除廠用電后，電廠約有16.45 GW電力送出，這些電力加上安康地區(qū)富裕水電，安康—西安南雙回750 kV線路的潮流已經達到34.6 GW，即N—1故障下，剩下的1回750 kV線路的潮流將達到34.6 GW，接近了單回750 kV線路的發(fā)熱極限40 GW。因此從潮流分布角度來看，至2020年，安康地區(qū)建設1臺EPR 1700核電機組為宜。2025—2030年，在安康地區(qū)安裝1臺EPR 1700核電機組的情況下，安康地區(qū)仍有超過24 GW的盈余電力需要送往關中地區(qū)。若安康地區(qū)配置2臺EPR 1700核電機組，則安康地區(qū)的盈余電力將超過40 GW。因此，從潮流N—1的角度來看，在安康—關中電網維持2回750 kV線路連接的情況下，安康地區(qū)核電開發(fā)規(guī)模仍以1臺EPR 1700核電機組為宜。若考慮配合安康地區(qū)的核電開發(fā)進度調整規(guī)劃網架，則安康地區(qū)核電開發(fā)容量可進一步增加。

2.2.2 臨夏地區(qū)潮流分析

夏大方式下，臨夏地區(qū)投運2臺EPR 1700機組時，扣除廠用電后約有32.9 GW的電力需要送出。根據(jù)潮流計算結果，臨夏核電電力通過蘭州東—天水750 kV雙回線路和蘭州東—平涼750 kV雙回線路送出。其中，蘭州東—天水750 kV雙回線路通過的功率為11.13 GW，蘭州東—平涼750 kV雙回線路通過的潮流為14.91 GW。臨夏核電補充蘭州地區(qū)電力不足后，通過蘭州東—天水和蘭州東—平涼線路送往天水及平涼地區(qū)進一步消納。投運4臺核電機組后，蘭州東—天水 750 kV雙回線路通過的功率為18.44 GW，蘭州東—平涼750 kV雙回線路通過的潮流為25.45 GW。2020年冬小方式下，臨夏地區(qū)投運2臺EPR 1700機組時，蘭州東—天水750 kV雙回線路通過的功率為6.22 GW，蘭州東—平涼750 kV雙回線路通過的潮流為7.01 GW。投運4臺核電機組后，蘭州東—天水750 kV雙回線路通過的功率為12.32 GW，蘭州東—平涼750 kV雙回線路通過的潮流為6.31 GW?？梢娕R夏核電投產后，全網潮流分布合理，母線電壓均在允許范圍內，滿足N—1要求，無過載現(xiàn)象。

2.2.3 吳忠地區(qū)潮流分析

2020年吳忠地區(qū)的網架可以接納4臺EPR 1700機組。其中，2020年夏大方式下，吳忠核電廠投運4臺EPR 1700機組時，黃河—太陽山750 kV單回線路通過的功率為22.49 GW，銀川東—太陽山750 kV單回線路通過的潮流為14.99 GW。冬小方式下，吳忠核電廠投運4臺EPR 1700機組時，黃河—太陽山750 kV單回線路通過的功率為8.51 GW，銀川東—太陽山750 kV單回線路通過的潮流為8.01 GW。2020年夏大方式下的黃河—太陽山斷開情況下，銀川東—太陽山 750 kV單回線路通過的潮流為37.7 GW，接近了發(fā)熱極限。

規(guī)劃期影響電力流的不確定因素較多，其中負荷水平變化的影響和電源建設方案變化對寧夏中部地區(qū)的潮流分布影響較大，吳忠地區(qū)核電開發(fā)進度需要與當?shù)氐拿弘婇_發(fā)進度相互配合。

2.3 核電機組對電網安全穩(wěn)定水平影響

2.3.1 安康地區(qū)暫態(tài)穩(wěn)定分析

經計算分析，安康地區(qū)接入1臺EPR 1700核電機組后，系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定滿足要求。但接入2臺EPR 1700核電機組后，西安南—安康750 kV線路三永故障時，安康地區(qū)核電機組相對主網失穩(wěn)。這是由于安康電網和陜西主網僅通過2回750 kV線路連接，當斷開1回后，安康地區(qū)電網僅通過1回750 kV線路和主網相連，且約350萬kW·h的電力需要該回750 kV線路送至陜西主網，網架結構薄弱，導致安康地區(qū)發(fā)電機組相對主網功角失穩(wěn)。2025—2030年，安康地區(qū)負荷將增加，但幅度有限，因此安康地區(qū)豐水季節(jié)水電大發(fā)的情況下，仍有大量盈余電力需要送往關中主網消納，西安南—安康750 kV線路的潮流依然較重，系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定性會不會明顯改善。通過穩(wěn)定計算，安康地區(qū)核電仍以建設1臺EPR 1700為宜。但若考慮配合安康地區(qū)的核電開發(fā)進度，加強規(guī)劃的網架結構，則安康地區(qū)的核電開發(fā)容量可以進一步增加。2.3.2 臨夏地區(qū)暫態(tài)穩(wěn)定分析

由于甘肅中部地區(qū)750 kV網架結構較強，因此，從暫態(tài)穩(wěn)定角度來看，系統(tǒng)可以接納4臺EPR 1700核電機組。2020年冬小方式和夏大方式的暫態(tài)穩(wěn)定情況基本相當。冬小方式下，最大擺開角度為嘉酒煤電—麒麟寺109.85°(蘭州東—天水750 kV線路蘭州東側三永故障)。夏大方式下，最大擺開角度為嘉酒煤電—麒麟寺123.96°(蘭州東—官亭750 kV線路蘭州東側三永故障)。

2.3.3 吳忠地區(qū)暫態(tài)穩(wěn)定分析

2020年，寧夏電網結構在2015年網架基礎上進一步加強，750 kV形成環(huán)網結構，暫態(tài)穩(wěn)定性水平較高。吳忠地區(qū)接入4臺EPR 1700核電機組后，系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定滿足要求。冬小方式下的穩(wěn)定情況略好于夏大方式。夏大方式下，最大擺開角度為略陽—青銅峽127.2°(吳忠核電—銀川東750 kV線路電廠側三永故障)。冬小方式，最大擺開角度為嘉酒煤電—麒麟寺117.18°(吳忠核電—黃河750 kV線路電廠三永故障)。

2.4 核電機組對電網短路電流水平影響

2.4.1 陜西電網短路電流分析

安康電網處于陜西最南部，且僅通過2回安康—西安南750 kV線路與關中電網連接，短路電流不大。安康地區(qū)接入EPR 1700核電機組后的短路電流水平見表1?？梢钥闯?，接入2臺EPR 1700核電機組后，安康750 kV變330 kV母線的三相短路電流僅為17.827 kA，750 kV母線的三相短路電流僅為23.073 kA。因此，短路電流不是安康地區(qū)核電發(fā)展的限制因素。

2.4.2 臨夏地區(qū)短路電流分析

臨夏地區(qū)接入核電后的短路電流水平如表2所示?？梢钥闯觯尤?臺EPR 1700核電機組后，蘭州東750 kV母線的三相短路電流達46 kA，臨夏核電750 kV母線的三相短路電流達31.1 kA。接入3～4臺EPR 1700核電機組后，蘭州東750 kV母線的三相短路電流進一步增加，已經接近或超過目前750 kV斷路器的斷流能力。因此，在規(guī)劃的2020年網架結構下，從短路電流的角度來看，臨夏地區(qū)EPR 1700核電裝機最多不能超過3臺。若要滿足4臺EPR 1700核電機組的接入要求，需采用更高斷流能力的開關或適當?shù)南蘖鞔胧?.4.3 寧夏電網短路電流分析

表1 2020年安康地區(qū)主要母線短路電流水平Tab.1 Themain bus short circuit current level of Ankang regions in 2020 kA

表2 2020年甘肅中部主要母線短路電流水平Tab.2 Themain bus short circuit current level of Gansu regions in 2020(kA) kA

2020年吳忠地區(qū)短路電流計算結果如表3所示?？梢钥闯?，接入1臺EPR 1700核電機組后，黃河750 kV母線三相短路電流52 kA、銀川東750 kV母線三相短路電流48.6 kA。接入2臺EPR 1700核電機組后，黃河750 kV母線三相短路電流55.5 kA、銀川東750 kV母線三相短路電流52.6 kA。由于寧夏中部電網電源較多，網架結構緊密，因此母線短路電流普遍較高。接入核電后，現(xiàn)有750 kV斷路器的斷流能力已無法滿足要求。

表3 2020年寧夏電網母線短路電流水平Tab.3 Themain bus short circuit current level of Ningxia regions in 2020 kA

3 結語

從接入核電后的局部電網潮流和暫態(tài)穩(wěn)定情況來看，甘肅臨夏和寧夏吳忠地區(qū)接入4臺EPR 1700核電機組影響不大。然而從短路電流上來看，寧夏吳忠地區(qū)短路電流超標，在沒有更大斷流能力的750 kV斷路器(如63 kA)可供采用之前，短路電流超標問題將是限制該地區(qū)核電發(fā)展的一個主要問題。臨夏地區(qū)的短路電流超標問題略輕一些，短路電流計算表明，以不超過3臺EPR 1700機組為宜。

陜西安康地區(qū)由于電網結構比較薄弱，短路電流不是限制安康地區(qū)核電發(fā)展的因素，但潮流和穩(wěn)定是陜南地區(qū)核電發(fā)展的制約因素。在陜南電網有較大加強之前，安康EPR 1700核電機組的規(guī)模以1臺為宜。若考慮配合安康地區(qū)核電開發(fā)調整規(guī)劃的網架結構，則安康地區(qū)的核電開發(fā)容量可以進一步增加。

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