海南省大容量核电机组并网适应性研究

成天乐，王善立

(中国电建海南电力设计研究院有限公司，海口 571199)

0 引言

当前，海南省主力电源呈现以煤电为主、核电与水电为辅、气电为补充的结构。《中共中央国务院关于支持海南全面深化改革开放的指导意见》提出了海南“三区一中心”的发展战略定位，对能源、环境提出了更高的要求。《中共海南省委关于进一步加强生态文明建设谱写美丽中国海南篇章的决定》与《中共中央国务院关于支持海南全面深化改革开放的指导意见》等文件明确提出了禁止新增煤电，逐步退出现有煤电，有序发展气电，安全高效发展核电，配套建设抽蓄电站的主力电源发展思路。

海南省二产占比不高，负荷峰谷差较大，随着全省产业结构的进一步优化，三产和居民用电比重不断上升，负荷峰谷差将进一步加大[1]。核电不参与日调峰，低谷负荷时段系统调峰压力增大，大容量核电机组的并网将使海南面临更为严重的调峰压力[2]。

海南电网是一个相对独立的系统，昌江核电站(2台650 MW机组)单机容量占海南省最大负荷的13%左右，存在“大机小网”问题[3]。海南省主力电源集中在西部地区，负荷集中在北部和南部等地区，主网架结构薄弱，网架抵御台风等极端天气能力较差，运行风险突出。大容量核电机组的投运将对海南省电力系统产生较大冲击。

1 海南省电力系统现状与电源规划

1.1 海南省电力系统现状

海南省电力负荷分布具有明显的海岛特色，沿海呈环岛分布，省会海口所在的北部是全省的负荷中心，占全省负荷的40%。海南长夏无冬，取暖用电需求较低，年最大负荷主要受降温负荷影响，一般出现在7，8月，2017年海南省最大供电负荷为4 970 MW，年最小负荷一般出现在春节[1]。

海南电网最高电压等级为500 kV，通过单回500 kV海底电缆与南方电网相连[4]。2019年计划投运第二回500 kV海底电缆，与南方电网形成双联络[4]，主要承担岛内事故备用，兼顾送电与系统调峰。220 kV电网覆盖全省东南西北四大负荷中心，形成“目”字形双环网结构。

2017年年底，海南省电源总装机容量为7 880 MW，主力电源主要分布在西部，西部主力电源装机占海南省最大负荷比例接近71%。

1.2 海南省中长期电源规划

海南省2020年电力缺额约300 MW；“十四五”“十五五”负荷增长分别为3 000，3 700 MW，2025，2030年电力建设空间分别增长至3 700，8 000 MW左右，电力建设空间见表1。

表1 海南省电力建设空间Tab.1 Hainan power construction space MW

根据核电建设工期，昌江核电站二期最快于2024年投运。结合国内主流核电机型与“华龙一号”机型[5]，拟定2个电源方案。方案1：昌江核电站二期单机容量选择1 200 MW，为避免2台核电机组连续投运而过度挤占其他电源的发电空间，2台机组分别于2024，2027年投运，见表2。方案2：昌江核电站二期单机容量选择650 MW，2台机组分别于2024，2025年投运，见表3。

表2 2021—2030年电源建设方案1Tab.2 2021—2030 power supply construction plan 1 MW

表3 2021—2030年电源建设方案2Tab.3 2021—2030 power supply construction plan 2 MW

2 对电源影响研究

2.1 对电力市场空间的影响

(1)研究大容量核电机组对电力市场空间的影响，测算逐年电力平衡。

2个方案均有一定的电力盈余，满足2021—2030年的负荷发展需求。方案1：2024年投运第1台1 200 MW核电机组，电力盈余约600 MW；2027年投运第2台1 200 MW核电机组，电力出现约500 MW的盈余。方案2：2024—2030年海南电网按规划电源投运，电力盈余在400 MW以内，不会出现过高的电力盈余。

(2)研究大容量核电机组对气电发电空间的影响，测算逐年电力平衡。参考国内同类型电源并考虑海南省的实际情况，核电、煤电、水电、光伏、生物质发电利用小时数分别取7 200，5 500，2 400，1 200，6 000。

有序发展气电后，气电装机占比增大，承担系统调峰和部分基荷，利用小时数在3 700左右。规划核电机组投运后，核电机组不参与调峰，且单机容量较大、利用小时数高，投运初期气电利用小时数迅速降低，影响气电厂的运行效率和经济性。

方案1：2024年投运第1台1 200 MW核电机组，投运初期气电的利用小时数下降约700；2027年，第2台1 200 MW核电机组投运初期，气电利用小时数下降约400；随着负荷的增长，气电利用小时数不断回升。方案2：2024，2025年分别投运1台650 MW核电机组，核电机组投运初期气电利用小时数降低约1 000；2025年后，随着负荷的增长，气电利用小时数不断上升。2个方案的气电利用小时数见表4。

表4 气电利用小时数Tab.4 Utilization hours of gas and electricity

2.2 对调峰的影响

规划核电投运前，规划电源满足系统调峰需求。2024年首台1 200 MW核电机组投运后，系统有少量调峰盈余(核电不检修)；第2台1 200 MW核电机组投运后，系统充分挖掘煤电、气电、抽水蓄能电站的调峰潜力，冬季仍存在250 MW左右的调峰缺口，系统调度运行灵活性较差。

不考虑弃风弃水，昌江核电站1 200 MW机组投运初期需具备日调峰能力，同时可考虑采取需求侧管理、调峰市场化交易、联网线调峰等手段，或考虑压限机组出力、新建抽水蓄能电站等措施[6]。实际运行中，核电不会频繁调峰，大量占用系统的调峰容量。方案1中核电规模较大，将降低电网接纳风电、光电等新能源的能力；方案2中，2021—2030年均有一定调峰盈余，满足系统调峰需求。

3 对系统安全稳定性的影响研究

3.1 对中长期网架的影响

我国在运核电站除秦山核电站(1台310 MW)、昌江核电站(2台650 MW)以220 kV电压等级并网外，其他核电站多以500 kV接入电网(大亚湾核电站以500 kV和400 kV并网)，采用至少3回路并网，并网点多为2个[7]。

2台1 200 MW核电机组投产后，海南省西部最大电力盈余约3 600 MW，现有的220 kV网架难以满足核电的送出。方案1中，配套昌江核电站二期电力送出需建设海南500 kV输电网。依托现有500 kV福站构建500 kV“日”字形环网，昌江核电站二期通过3回500 kV线路2个并网点送出。

在现有220 kV“目”字形网架基础上增强相应断面后，基本满足方案2中昌江核电站二期的电力送出。昌江核电站二期通过4回220 kV线路2个并网点送出。核电站接入系统方案如图1所示。

图1 核电站接入系统方案Fig.1 Nuclear power plant access system scheme

海南电网2030年枯大方式下，2个方案的潮流分别如图2、图3所示(图中数值单位为MW)。3回500 kV线路(4×400 mm2)满足2台1 200 MW核电机组送出要求，4回220 kV线路(2×630 mm2)满足2台650 MW核电机组送出要求。

图2 方案1的2030年潮流图Fig.2 Trend of 2030 with scheme 1

西部是海南省的电源基地但负荷较小，核电不能就地消纳，总体潮流由西向北流。方案1的220 kV仍保持合环运行，北送电力约1 700 MW，较方案2的北送潮流大600 MW左右。

3.2 对系统短路电流影响

2030年海南电网部分220 kV母线短路电流水平见表5。规划核电的并网提高了周边站点短路电流水平，短路电流均在50 kA以内。方案1中，大容量核电机组通过500 kV电网输送电力，断开福—丰220 kV线路，减少了福、丰等周边变电站的短路电流，短路电流较方案2小。

3.3 对系统安全稳定性影响

从全接线、联网线检修一回、核电送出线路检修一回3个方面研究2024年1 200 MW核电机组对海南电力系统安全稳定性的影响[8-9]。

图3 方案2的2030年潮流图Fig.3 Trend of 2030 with scheme 2

表5 2030年部分220 kV母线短路电流水平Tab.5 Short-circuit current of partial 220 kV busbars in 2030 kA

海南电网全接线情况下，夏大、冬小方式核电送出线路、任一公网线路、同塔双回线路、任一核电机组切机、220 kV单一母线等元件故障，系统均保持稳定。

在一回500 kV联网线检修情况下，1 200 MW核电机组(满出力)跳闸后，联网线过载，需切除负荷约550 MW，减供负荷占全省负荷的6.4%，存在省级一般电网事故风险。一回联网线检修时，建议海南省所有核电机组出力均降至600 MW以内，以保证系统稳定运行。

联网线仅有一回正常运行，单回联网承担事故备用600 MW，昌江核电站所有核电机组降出力至600 MW以内，发生核电送出线路、任一公网线路、任一核电机组、同塔双回线路等元件故障，系统均保持稳定。

核电送出线路一回检修时，夏大、冬小方式核电送出线路、任一公网线路、任一核电机组、同塔双回线路、220 kV单一母线等元件故障，系统均保持稳定。

4 对投资的影响

4.1 电源侧经济性比较

研究1 200 MW核电机组对电源侧年费用的影响。根据近几个月环渤海动力煤价格指数情况，标煤到厂单价暂按700 元/t考虑，核电单位燃料价格暂取0.06 元/(kW·h)，天然气价格取2.1 元/m3，年费用测算结果见表6。2个方案的新增装机容量基本相当(方案1新增装机8 895 MW，方案2新增装机8 715 MW)，方案1中核电装机比重较大，建设总费用较方案2高约152亿元，建设年费用高约14亿元。

可变运行费用主要为运行燃料费用，占年费用的72%左右。方案1中气电发电量较少，可变年费用小于方案2；固定运行费用和建设年费用方面，方案1大于方案2；综合运行费用方面，方案2较方案1多约25.7亿元。

表6 电源侧年费用综合测算结果Tab.6 Comprehensive calculation results of power side annual cost 亿元

研究1 200 MW核电机组对平均上网电价的影响，结果见表7。方案2中气电发电量占比较大(约43%)，而气电上网电价较高，因此，方案2的平均上网电价较方案1高约0.026 元/(kW·h)。

4.2 电网侧经济性比较

根据2017年南方电网投资指标以及海南省现有电网项目投资单价，测算1 200 MW核电机组对电网投资的影响，综合比较结果见表8。2030年，1 200 MW核电机组所发电力直接以500 kV线路送至北部、南部缺电区域，输送电压高，网损小于方案2。

表7 平均购电成本测算结果Tab.7 Average power purchase cost calculation results

与方案2相比，方案1年费用高3.8亿元左右，经济性稍差。方案1虽然网损小，但配套核电送出需建设500 kV“日”字形网架，多投资37.4亿元。方案1电费需增加0.055 7 元/(kW·h)，较方案2高0.048 8 元/(kW·h)。

表8 电网侧经济性综合测算结果Tab.8 Grid side economy comprehensive measurement results

5 结束语

海南省规划500 kV网架满足单机容量为1 200 MW核电的接入，但1 200 MW核电机组的投运会挤占气电的发电空间，影响气电的运行效率与经济性。配套新建500 kV网架增大了电网建设投资，增加了电网运行费用，加大了电网的运营压力。1 200 MW核电搭配气电调峰的电源方案存在调峰缺额，可采取核电参与日调峰、需求侧管理、调峰市场化交易、联网线调峰等措施，以满足系统的调峰要求。在只有一回500 kV联网线正常运行情况下，海南省所有核电机组出力需降至600 MW以内，以保证系统稳定运行。