成天樂，王善立

(中國電建海南電力設(shè)計研究院有限公司，?？?571199)

0 引言

當(dāng)前，海南省主力電源呈現(xiàn)以煤電為主、核電與水電為輔、氣電為補(bǔ)充的結(jié)構(gòu)?！吨泄仓醒雵鴦?wù)院關(guān)于支持海南全面深化改革開放的指導(dǎo)意見》提出了海南“三區(qū)一中心”的發(fā)展戰(zhàn)略定位，對能源、環(huán)境提出了更高的要求?！吨泄埠Ｄ鲜∥P(guān)于進(jìn)一步加強(qiáng)生態(tài)文明建設(shè)譜寫美麗中國海南篇章的決定》與《中共中央國務(wù)院關(guān)于支持海南全面深化改革開放的指導(dǎo)意見》等文件明確提出了禁止新增煤電，逐步退出現(xiàn)有煤電，有序發(fā)展氣電，安全高效發(fā)展核電，配套建設(shè)抽蓄電站的主力電源發(fā)展思路。

海南省二產(chǎn)占比不高，負(fù)荷峰谷差較大，隨著全省產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的進(jìn)一步優(yōu)化，三產(chǎn)和居民用電比重不斷上升，負(fù)荷峰谷差將進(jìn)一步加大[1]。核電不參與日調(diào)峰，低谷負(fù)荷時段系統(tǒng)調(diào)峰壓力增大，大容量核電機(jī)組的并網(wǎng)將使海南面臨更為嚴(yán)重的調(diào)峰壓力[2]。

海南電網(wǎng)是一個相對獨立的系統(tǒng)，昌江核電站(2臺650 MW機(jī)組)單機(jī)容量占海南省最大負(fù)荷的13%左右，存在“大機(jī)小網(wǎng)”問題[3]。海南省主力電源集中在西部地區(qū)，負(fù)荷集中在北部和南部等地區(qū)，主網(wǎng)架結(jié)構(gòu)薄弱，網(wǎng)架抵御臺風(fēng)等極端天氣能力較差，運行風(fēng)險突出。大容量核電機(jī)組的投運將對海南省電力系統(tǒng)產(chǎn)生較大沖擊。

1 海南省電力系統(tǒng)現(xiàn)狀與電源規(guī)劃

1.1 海南省電力系統(tǒng)現(xiàn)狀

海南省電力負(fù)荷分布具有明顯的海島特色，沿海呈環(huán)島分布，省會?？谒诘谋辈渴侨〉呢?fù)荷中心，占全省負(fù)荷的40%。海南長夏無冬，取暖用電需求較低，年最大負(fù)荷主要受降溫負(fù)荷影響，一般出現(xiàn)在7，8月，2017年海南省最大供電負(fù)荷為4 970 MW，年最小負(fù)荷一般出現(xiàn)在春節(jié)[1]。

海南電網(wǎng)最高電壓等級為500 kV，通過單回500 kV海底電纜與南方電網(wǎng)相連[4]。2019年計劃投運第二回500 kV海底電纜，與南方電網(wǎng)形成雙聯(lián)絡(luò)[4]，主要承擔(dān)島內(nèi)事故備用，兼顧送電與系統(tǒng)調(diào)峰。220 kV電網(wǎng)覆蓋全省東南西北四大負(fù)荷中心，形成“目”字形雙環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

2017年年底，海南省電源總裝機(jī)容量為7 880 MW，主力電源主要分布在西部，西部主力電源裝機(jī)占海南省最大負(fù)荷比例接近71%。

1.2 海南省中長期電源規(guī)劃

海南省2020年電力缺額約300 MW；“十四五”“十五五”負(fù)荷增長分別為3 000，3 700 MW，2025，2030年電力建設(shè)空間分別增長至3 700，8 000 MW左右，電力建設(shè)空間見表1。

表1 海南省電力建設(shè)空間Tab.1 Hainan power construction space MW

根據(jù)核電建設(shè)工期，昌江核電站二期最快于2024年投運。結(jié)合國內(nèi)主流核電機(jī)型與“華龍一號”機(jī)型[5]，擬定2個電源方案。方案1：昌江核電站二期單機(jī)容量選擇1 200 MW，為避免2臺核電機(jī)組連續(xù)投運而過度擠占其他電源的發(fā)電空間，2臺機(jī)組分別于2024，2027年投運，見表2。方案2：昌江核電站二期單機(jī)容量選擇650 MW，2臺機(jī)組分別于2024，2025年投運，見表3。

表2 2021—2030年電源建設(shè)方案1Tab.2 2021—2030 power supply construction plan 1 MW

表3 2021—2030年電源建設(shè)方案2Tab.3 2021—2030 power supply construction plan 2 MW

2 對電源影響研究

2.1 對電力市場空間的影響

(1)研究大容量核電機(jī)組對電力市場空間的影響，測算逐年電力平衡。

2個方案均有一定的電力盈余，滿足2021—2030年的負(fù)荷發(fā)展需求。方案1：2024年投運第1臺1 200 MW核電機(jī)組，電力盈余約600 MW；2027年投運第2臺1 200 MW核電機(jī)組，電力出現(xiàn)約500 MW的盈余。方案2：2024—2030年海南電網(wǎng)按規(guī)劃電源投運，電力盈余在400 MW以內(nèi)，不會出現(xiàn)過高的電力盈余。

(2)研究大容量核電機(jī)組對氣電發(fā)電空間的影響，測算逐年電力平衡。參考國內(nèi)同類型電源并考慮海南省的實際情況，核電、煤電、水電、光伏、生物質(zhì)發(fā)電利用小時數(shù)分別取7 200，5 500，2 400，1 200，6 000。

有序發(fā)展氣電后，氣電裝機(jī)占比增大，承擔(dān)系統(tǒng)調(diào)峰和部分基荷，利用小時數(shù)在3 700左右。規(guī)劃核電機(jī)組投運后，核電機(jī)組不參與調(diào)峰，且單機(jī)容量較大、利用小時數(shù)高，投運初期氣電利用小時數(shù)迅速降低，影響氣電廠的運行效率和經(jīng)濟(jì)性。

方案1：2024年投運第1臺1 200 MW核電機(jī)組，投運初期氣電的利用小時數(shù)下降約700；2027年，第2臺1 200 MW核電機(jī)組投運初期，氣電利用小時數(shù)下降約400；隨著負(fù)荷的增長，氣電利用小時數(shù)不斷回升。方案2：2024，2025年分別投運1臺650 MW核電機(jī)組，核電機(jī)組投運初期氣電利用小時數(shù)降低約1 000；2025年后，隨著負(fù)荷的增長，氣電利用小時數(shù)不斷上升。2個方案的氣電利用小時數(shù)見表4。

表4 氣電利用小時數(shù)Tab.4 Utilization hours of gas and electricity

2.2 對調(diào)峰的影響

規(guī)劃核電投運前，規(guī)劃電源滿足系統(tǒng)調(diào)峰需求。2024年首臺1 200 MW核電機(jī)組投運后，系統(tǒng)有少量調(diào)峰盈余(核電不檢修)；第2臺1 200 MW核電機(jī)組投運后，系統(tǒng)充分挖掘煤電、氣電、抽水蓄能電站的調(diào)峰潛力，冬季仍存在250 MW左右的調(diào)峰缺口，系統(tǒng)調(diào)度運行靈活性較差。

不考慮棄風(fēng)棄水，昌江核電站1 200 MW機(jī)組投運初期需具備日調(diào)峰能力，同時可考慮采取需求側(cè)管理、調(diào)峰市場化交易、聯(lián)網(wǎng)線調(diào)峰等手段，或考慮壓限機(jī)組出力、新建抽水蓄能電站等措施[6]。實際運行中，核電不會頻繁調(diào)峰，大量占用系統(tǒng)的調(diào)峰容量。方案1中核電規(guī)模較大，將降低電網(wǎng)接納風(fēng)電、光電等新能源的能力；方案2中，2021—2030年均有一定調(diào)峰盈余，滿足系統(tǒng)調(diào)峰需求。

3 對系統(tǒng)安全穩(wěn)定性的影響研究

3.1 對中長期網(wǎng)架的影響

我國在運核電站除秦山核電站(1臺310 MW)、昌江核電站(2臺650 MW)以220 kV電壓等級并網(wǎng)外，其他核電站多以500 kV接入電網(wǎng)(大亞灣核電站以500 kV和400 kV并網(wǎng))，采用至少3回路并網(wǎng)，并網(wǎng)點多為2個[7]。

2臺1 200 MW核電機(jī)組投產(chǎn)后，海南省西部最大電力盈余約3 600 MW，現(xiàn)有的220 kV網(wǎng)架難以滿足核電的送出。方案1中，配套昌江核電站二期電力送出需建設(shè)海南500 kV輸電網(wǎng)。依托現(xiàn)有500 kV福站構(gòu)建500 kV“日”字形環(huán)網(wǎng)，昌江核電站二期通過3回500 kV線路2個并網(wǎng)點送出。

在現(xiàn)有220 kV“目”字形網(wǎng)架基礎(chǔ)上增強(qiáng)相應(yīng)斷面后，基本滿足方案2中昌江核電站二期的電力送出。昌江核電站二期通過4回220 kV線路2個并網(wǎng)點送出。核電站接入系統(tǒng)方案如圖1所示。

圖1 核電站接入系統(tǒng)方案Fig.1 Nuclear power plant access system scheme

海南電網(wǎng)2030年枯大方式下，2個方案的潮流分別如圖2、圖3所示(圖中數(shù)值單位為MW)。3回500 kV線路(4×400 mm2)滿足2臺1 200 MW核電機(jī)組送出要求，4回220 kV線路(2×630 mm2)滿足2臺650 MW核電機(jī)組送出要求。

圖2 方案1的2030年潮流圖Fig.2 Trend of 2030 with scheme 1

西部是海南省的電源基地但負(fù)荷較小，核電不能就地消納，總體潮流由西向北流。方案1的220 kV仍保持合環(huán)運行，北送電力約1 700 MW，較方案2的北送潮流大600 MW左右。

3.2 對系統(tǒng)短路電流影響

2030年海南電網(wǎng)部分220 kV母線短路電流水平見表5。規(guī)劃核電的并網(wǎng)提高了周邊站點短路電流水平，短路電流均在50 kA以內(nèi)。方案1中，大容量核電機(jī)組通過500 kV電網(wǎng)輸送電力，斷開?！S220 kV線路，減少了福、豐等周邊變電站的短路電流，短路電流較方案2小。

3.3 對系統(tǒng)安全穩(wěn)定性影響

從全接線、聯(lián)網(wǎng)線檢修一回、核電送出線路檢修一回3個方面研究2024年1 200 MW核電機(jī)組對海南電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定性的影響[8-9]。

圖3 方案2的2030年潮流圖Fig.3 Trend of 2030 with scheme 2

表5 2030年部分220 kV母線短路電流水平Tab.5 Short-circuit current of partial 220 kV busbars in 2030 kA

海南電網(wǎng)全接線情況下，夏大、冬小方式核電送出線路、任一公網(wǎng)線路、同塔雙回線路、任一核電機(jī)組切機(jī)、220 kV單一母線等元件故障，系統(tǒng)均保持穩(wěn)定。

在一回500 kV聯(lián)網(wǎng)線檢修情況下，1 200 MW核電機(jī)組(滿出力)跳閘后，聯(lián)網(wǎng)線過載，需切除負(fù)荷約550 MW，減供負(fù)荷占全省負(fù)荷的6.4%，存在省級一般電網(wǎng)事故風(fēng)險。一回聯(lián)網(wǎng)線檢修時，建議海南省所有核電機(jī)組出力均降至600 MW以內(nèi)，以保證系統(tǒng)穩(wěn)定運行。

聯(lián)網(wǎng)線僅有一回正常運行，單回聯(lián)網(wǎng)承擔(dān)事故備用600 MW，昌江核電站所有核電機(jī)組降出力至600 MW以內(nèi)，發(fā)生核電送出線路、任一公網(wǎng)線路、任一核電機(jī)組、同塔雙回線路等元件故障，系統(tǒng)均保持穩(wěn)定。

核電送出線路一回檢修時，夏大、冬小方式核電送出線路、任一公網(wǎng)線路、任一核電機(jī)組、同塔雙回線路、220 kV單一母線等元件故障，系統(tǒng)均保持穩(wěn)定。

4 對投資的影響

4.1 電源側(cè)經(jīng)濟(jì)性比較

研究1 200 MW核電機(jī)組對電源側(cè)年費用的影響。根據(jù)近幾個月環(huán)渤海動力煤價格指數(shù)情況，標(biāo)煤到廠單價暫按700 元/t考慮，核電單位燃料價格暫取0.06 元/(kW·h)，天然氣價格取2.1 元/m3，年費用測算結(jié)果見表6。2個方案的新增裝機(jī)容量基本相當(dāng)(方案1新增裝機(jī)8 895 MW，方案2新增裝機(jī)8 715 MW)，方案1中核電裝機(jī)比重較大，建設(shè)總費用較方案2高約152億元，建設(shè)年費用高約14億元。

可變運行費用主要為運行燃料費用，占年費用的72%左右。方案1中氣電發(fā)電量較少，可變年費用小于方案2；固定運行費用和建設(shè)年費用方面，方案1大于方案2；綜合運行費用方面，方案2較方案1多約25.7億元。

表6 電源側(cè)年費用綜合測算結(jié)果Tab.6 Comprehensive calculation results of power side annual cost 億元

研究1 200 MW核電機(jī)組對平均上網(wǎng)電價的影響，結(jié)果見表7。方案2中氣電發(fā)電量占比較大(約43%)，而氣電上網(wǎng)電價較高，因此，方案2的平均上網(wǎng)電價較方案1高約0.026 元/(kW·h)。

4.2 電網(wǎng)側(cè)經(jīng)濟(jì)性比較

根據(jù)2017年南方電網(wǎng)投資指標(biāo)以及海南省現(xiàn)有電網(wǎng)項目投資單價，測算1 200 MW核電機(jī)組對電網(wǎng)投資的影響，綜合比較結(jié)果見表8。2030年，1 200 MW核電機(jī)組所發(fā)電力直接以500 kV線路送至北部、南部缺電區(qū)域，輸送電壓高，網(wǎng)損小于方案2。

表7 平均購電成本測算結(jié)果Tab.7 Average power purchase cost calculation results

與方案2相比，方案1年費用高3.8億元左右，經(jīng)濟(jì)性稍差。方案1雖然網(wǎng)損小，但配套核電送出需建設(shè)500 kV“日”字形網(wǎng)架，多投資37.4億元。方案1電費需增加0.055 7 元/(kW·h)，較方案2高0.048 8 元/(kW·h)。

表8 電網(wǎng)側(cè)經(jīng)濟(jì)性綜合測算結(jié)果Tab.8 Grid side economy comprehensive measurement results

5 結(jié)束語

海南省規(guī)劃500 kV網(wǎng)架滿足單機(jī)容量為1 200 MW核電的接入，但1 200 MW核電機(jī)組的投運會擠占?xì)怆姷陌l(fā)電空間，影響氣電的運行效率與經(jīng)濟(jì)性。配套新建500 kV網(wǎng)架增大了電網(wǎng)建設(shè)投資，增加了電網(wǎng)運行費用，加大了電網(wǎng)的運營壓力。1 200 MW核電搭配氣電調(diào)峰的電源方案存在調(diào)峰缺額，可采取核電參與日調(diào)峰、需求側(cè)管理、調(diào)峰市場化交易、聯(lián)網(wǎng)線調(diào)峰等措施，以滿足系統(tǒng)的調(diào)峰要求。在只有一回500 kV聯(lián)網(wǎng)線正常運行情況下，海南省所有核電機(jī)組出力需降至600 MW以內(nèi)，以保證系統(tǒng)穩(wěn)定運行。