大容量核电机组接入西北电网适应性分析

傅旭，黄明良

(西北电力设计院，西安市，710075)

0 引言

随着能源问题的重要性日益突显，我国核电机组在未来20年将有较大的增长［1-7］。自1991年国内第1座核电站——秦山一期并网发电以来，已有6座核电站(11台机组、90.08 GW)投入商业运行，分别为秦山一、二、三期共30.68 GW，田湾核电20 GW，大亚湾核电19.6 GW，岭澳核电19.8 GW。根据国家中长期核电发展规划(2007年版)［8］，到2020年，我国核电装机容量将达到运行400 GW、在建180 GW的目标。

我国西北地区的一次能源丰富，在一定的时期内仍然是能源外送地区，由此造成西北地区的核电发展步伐将落后于其他电价承受能力强、一次能源缺乏的东部经济发达地区。但从环境保护、优化电源结构及社会可持续发展等方面来看，远期在我国西北中东部省区建设一定数量的核电仍然是可行的。

目前，我国的大亚湾核电基地的4台核电机组(2×9.8.4 GW+2×9.9 GW)以及田湾核电站的2台核电机组(2×10.6 GW)，单机容量大，均接近或者超过10 GW。未来，中广核集团拟采用单机容量更大的EPR 1700型机组［9-10］，并在全国大部分新建核电站中推广使用。EPR 1700机型是由法国和德国共同开发的面向21世纪的改良型四环路压水堆核电堆型，属于第三代技术，堆型的热功率为4 900 MWt，电功率为1.750 GW。中广核在西北地区规划的核电站址有陕西安康龚家洲地区、甘肃临夏地区和宁夏吴忠地区。本文在文献［10］的基础上，结合西北电网规划，分析上述站址接入EPR 1700大型核电机组后的西北电网适应性，重点从潮流分布、暂态稳定和短路电流3个方面来分析。

1 西北电网核电机组接入方案

1.1 陕西核电接入系统方案

安康地区有丰富的水电资源，除满足地区负荷外，仍有超过15 GW的盈余电力，而关中地区为电力亏缺地区，安康核电需要送往关中电网消纳。结合电网规划，安康地区核电适宜就近接入安康750 kV电网，进而通过750 kV送电通道送往陕西关中地区消纳。根据安康地区核电的厂址，结合电厂单机容量及规划总容量，初步拟定该地区核电厂初期投运1～2台EPR 1700机组时，以2回750 kV线路接入安康750 kV变电站，如图1所示。

图1 安康核电接入系统方案Fig.1 Plan of Ankang nuclear power p lant connection

1.2 甘肃临夏地区核电接入系统方案

从甘肃电网的电源和负荷分布情况分布来看，兰州、天水地区均为电力亏缺地区，临夏地区的电力消纳能力有限。因此，临夏地区核电需送往兰州地区和天水地区消纳。根据临夏地区核电的厂址，结合电厂单机容量及规划总容量，临夏地区核电的接入方案中，初期投运1～2台EPR 1700机组时，电厂出2回750 kV线路，接至兰州东750 kV变电站，终期规模达到4台机组时，可根据送电需要，再扩建1回电厂出线接至兰州东750 kV变电站。

1.3 宁夏吴忠地区核电接入方案

以宁夏吴忠地区核电厂址距离黄河和银川东750 kV变电站较近，接入方案如图2所示。

图2 吴忠核电接入电网方案Fig.2 Plan of Wuzhong nuclear power plant connection

吴忠核电厂以2点接入750 kV电网，初期投运1～2台EPR 1700机组时，电厂出线3回，暂按2回至银川东750 kV变电站、1回至黄河750 kV变电站；电厂终期规模达到3～4台机组时，可根据送电需要，再扩建1回电厂出线，接入黄河750 kV变电站。

2 核电机组接入西北电网适应性

2.1 2020年西北电网规划情况

2010年新疆与西北主网通过敦煌—哈密750 kV双回线路实现联网，西北750 kV骨干网架基本形成。目前，西北电网已形成陕甘断面2回750 kV线路、甘青断面4回750 kV线路、甘宁断面2回750 kV线路、新疆与西北主网断面2回750 kV线路的电网结构。西北电网在建及规划的750 kV工程主要有：渭南—延安—榆横双回输变电工程、日月山—乌兰开关站—柴达木双回输变电工程、吐鲁番—巴州输变电工程、伊宁—凤凰输变电工程、兰州东—天水—宝鸡双回输变电工程、宝鸡—西安南—渭南输变电工程、伊宁—库车—巴州输变电工程、库车—阿克苏—喀什输变电工程、凤凰—西山—东郊输变电工程。

目前，西北电网已投运的直流工程有：灵宝背靠背直流联网工程、宝鸡—德阳直流联网工程、宁东±660 kV直流联网工程、青藏±400 kV直流联网工程。“十二五”期间西北电网还规划在哈密、酒泉、彬长、陇东和准东等地区建设大规模直流外送电工程。

2020年，西北电网将形成甘陕断面4回、甘宁断面2回、甘青断面8回、陕宁断面1回、新疆与西北主网断面4回750 kV线路的电网结构。

西北网对网外送电出口主要集中在关中(彬长、渭南、宝鸡)、宁东、陇东、酒泉、哈密、准东和伊犁等煤(风)电基地，便于煤电基地就近配套电源送出。根据规划，2015年西北外送电规模为624.1 GW，其中接入三华同步电网96 GW，西北电网直流出口容量528.1 GW；2020年西北外送电规模为1 096.6 GW，其中接入三华同步电网260 GW，西北电网直流出口容量931.6 GW。

2.2 大容量核电机组对电网潮流分布影响

2.2.1 安康地区潮流分析

夏大方式下，扣除厂用电后，电厂约有16.45 GW电力送出，这些电力加上安康地区富裕水电，安康—西安南双回750 kV线路的潮流已经达到34.6 GW，即N—1故障下，剩下的1回750 kV线路的潮流将达到34.6 GW，接近了单回750 kV线路的发热极限40 GW。因此从潮流分布角度来看，至2020年，安康地区建设1台EPR 1700核电机组为宜。2025—2030年，在安康地区安装1台EPR 1700核电机组的情况下，安康地区仍有超过24 GW的盈余电力需要送往关中地区。若安康地区配置2台EPR 1700核电机组，则安康地区的盈余电力将超过40 GW。因此，从潮流N—1的角度来看，在安康—关中电网维持2回750 kV线路连接的情况下，安康地区核电开发规模仍以1台EPR 1700核电机组为宜。若考虑配合安康地区的核电开发进度调整规划网架，则安康地区核电开发容量可进一步增加。

2.2.2 临夏地区潮流分析

夏大方式下，临夏地区投运2台EPR 1700机组时，扣除厂用电后约有32.9 GW的电力需要送出。根据潮流计算结果，临夏核电电力通过兰州东—天水750 kV双回线路和兰州东—平凉750 kV双回线路送出。其中，兰州东—天水750 kV双回线路通过的功率为11.13 GW，兰州东—平凉750 kV双回线路通过的潮流为14.91 GW。临夏核电补充兰州地区电力不足后，通过兰州东—天水和兰州东—平凉线路送往天水及平凉地区进一步消纳。投运4台核电机组后，兰州东—天水 750 kV双回线路通过的功率为18.44 GW，兰州东—平凉750 kV双回线路通过的潮流为25.45 GW。2020年冬小方式下，临夏地区投运2台EPR 1700机组时，兰州东—天水750 kV双回线路通过的功率为6.22 GW，兰州东—平凉750 kV双回线路通过的潮流为7.01 GW。投运4台核电机组后，兰州东—天水750 kV双回线路通过的功率为12.32 GW，兰州东—平凉750 kV双回线路通过的潮流为6.31 GW。可见临夏核电投产后，全网潮流分布合理，母线电压均在允许范围内，满足N—1要求，无过载现象。

2.2.3 吴忠地区潮流分析

2020年吴忠地区的网架可以接纳4台EPR 1700机组。其中，2020年夏大方式下，吴忠核电厂投运4台EPR 1700机组时，黄河—太阳山750 kV单回线路通过的功率为22.49 GW，银川东—太阳山750 kV单回线路通过的潮流为14.99 GW。冬小方式下，吴忠核电厂投运4台EPR 1700机组时，黄河—太阳山750 kV单回线路通过的功率为8.51 GW，银川东—太阳山750 kV单回线路通过的潮流为8.01 GW。2020年夏大方式下的黄河—太阳山断开情况下，银川东—太阳山 750 kV单回线路通过的潮流为37.7 GW，接近了发热极限。

规划期影响电力流的不确定因素较多，其中负荷水平变化的影响和电源建设方案变化对宁夏中部地区的潮流分布影响较大，吴忠地区核电开发进度需要与当地的煤电开发进度相互配合。

2.3 核电机组对电网安全稳定水平影响

2.3.1 安康地区暂态稳定分析

经计算分析，安康地区接入1台EPR 1700核电机组后，系统暂态稳定满足要求。但接入2台EPR 1700核电机组后，西安南—安康750 kV线路三永故障时，安康地区核电机组相对主网失稳。这是由于安康电网和陕西主网仅通过2回750 kV线路连接，当断开1回后，安康地区电网仅通过1回750 kV线路和主网相连，且约350万kW·h的电力需要该回750 kV线路送至陕西主网，网架结构薄弱，导致安康地区发电机组相对主网功角失稳。2025—2030年，安康地区负荷将增加，但幅度有限，因此安康地区丰水季节水电大发的情况下，仍有大量盈余电力需要送往关中主网消纳，西安南—安康750 kV线路的潮流依然较重，系统暂态稳定性会不会明显改善。通过稳定计算，安康地区核电仍以建设1台EPR 1700为宜。但若考虑配合安康地区的核电开发进度，加强规划的网架结构，则安康地区的核电开发容量可以进一步增加。2.3.2 临夏地区暂态稳定分析

由于甘肃中部地区750 kV网架结构较强，因此，从暂态稳定角度来看，系统可以接纳4台EPR 1700核电机组。2020年冬小方式和夏大方式的暂态稳定情况基本相当。冬小方式下，最大摆开角度为嘉酒煤电—麒麟寺109.85°(兰州东—天水750 kV线路兰州东侧三永故障)。夏大方式下，最大摆开角度为嘉酒煤电—麒麟寺123.96°(兰州东—官亭750 kV线路兰州东侧三永故障)。

2.3.3 吴忠地区暂态稳定分析

2020年，宁夏电网结构在2015年网架基础上进一步加强，750 kV形成环网结构，暂态稳定性水平较高。吴忠地区接入4台EPR 1700核电机组后，系统暂态稳定满足要求。冬小方式下的稳定情况略好于夏大方式。夏大方式下，最大摆开角度为略阳—青铜峡127.2°(吴忠核电—银川东750 kV线路电厂侧三永故障)。冬小方式，最大摆开角度为嘉酒煤电—麒麟寺117.18°(吴忠核电—黄河750 kV线路电厂三永故障)。

2.4 核电机组对电网短路电流水平影响

2.4.1 陕西电网短路电流分析

安康电网处于陕西最南部，且仅通过2回安康—西安南750 kV线路与关中电网连接，短路电流不大。安康地区接入EPR 1700核电机组后的短路电流水平见表1。可以看出，接入2台EPR 1700核电机组后，安康750 kV变330 kV母线的三相短路电流仅为17.827 kA，750 kV母线的三相短路电流仅为23.073 kA。因此，短路电流不是安康地区核电发展的限制因素。

2.4.2 临夏地区短路电流分析

临夏地区接入核电后的短路电流水平如表2所示。可以看出，接入2台EPR 1700核电机组后，兰州东750 kV母线的三相短路电流达46 kA，临夏核电750 kV母线的三相短路电流达31.1 kA。接入3～4台EPR 1700核电机组后，兰州东750 kV母线的三相短路电流进一步增加，已经接近或超过目前750 kV断路器的断流能力。因此，在规划的2020年网架结构下，从短路电流的角度来看，临夏地区EPR 1700核电装机最多不能超过3台。若要满足4台EPR 1700核电机组的接入要求，需采用更高断流能力的开关或适当的限流措施。2.4.3 宁夏电网短路电流分析

表1 2020年安康地区主要母线短路电流水平Tab.1 Themain bus short circuit current level of Ankang regions in 2020 kA

表2 2020年甘肃中部主要母线短路电流水平Tab.2 Themain bus short circuit current level of Gansu regions in 2020(kA) kA

2020年吴忠地区短路电流计算结果如表3所示。可以看出，接入1台EPR 1700核电机组后，黄河750 kV母线三相短路电流52 kA、银川东750 kV母线三相短路电流48.6 kA。接入2台EPR 1700核电机组后，黄河750 kV母线三相短路电流55.5 kA、银川东750 kV母线三相短路电流52.6 kA。由于宁夏中部电网电源较多，网架结构紧密，因此母线短路电流普遍较高。接入核电后，现有750 kV断路器的断流能力已无法满足要求。

表3 2020年宁夏电网母线短路电流水平Tab.3 Themain bus short circuit current level of Ningxia regions in 2020 kA

3 结语

从接入核电后的局部电网潮流和暂态稳定情况来看，甘肃临夏和宁夏吴忠地区接入4台EPR 1700核电机组影响不大。然而从短路电流上来看，宁夏吴忠地区短路电流超标，在没有更大断流能力的750 kV断路器(如63 kA)可供采用之前，短路电流超标问题将是限制该地区核电发展的一个主要问题。临夏地区的短路电流超标问题略轻一些，短路电流计算表明，以不超过3台EPR 1700机组为宜。

陕西安康地区由于电网结构比较薄弱，短路电流不是限制安康地区核电发展的因素，但潮流和稳定是陕南地区核电发展的制约因素。在陕南电网有较大加强之前，安康EPR 1700核电机组的规模以1台为宜。若考虑配合安康地区核电开发调整规划的网架结构，则安康地区的核电开发容量可以进一步增加。

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