李時瑩，趙洪生

（東北電力設計院，長春 130021）

目前，核能發(fā)電作為一種清潔、可靠、可大規(guī)模替代化石能源的形式，得到我國政府的高度重視。根據(jù)2012年通過的《核電中長期發(fā)展規(guī)劃（2011—2020年）》，至 2015年，核電裝機總量為40 000 MW。根據(jù)黑龍江省煤炭資源需求和生產(chǎn)能力，2015年后全省煤炭供需逐步由現(xiàn)有的基本平衡轉(zhuǎn)入煤炭資源不足的狀況，對外依存量和依存度將會逐步增加，因此，積極合理地利用核能資源將成為解決黑龍江省未來一次能源缺乏的重要戰(zhàn)略措施。

1 黑龍江省能源狀況

黑龍江省屬于能源比較豐富地區(qū)，在國內(nèi)占有比較重要的地位，全省一次能源（原煤、原油、天然氣和水能）探明總資源儲量為259.97×108t標準煤，其結構為原煤67.84%，原油31.15%，天然氣0.31%，水能0.70%，煤炭資源在黑龍江省能源結構中占有絕對優(yōu)勢地位［1］。此外，黑龍江省風能、生物質(zhì)能、太陽能、地熱能等可再生能源資源也較豐富。

a.水力資源。黑龍江省境內(nèi)有黑龍江、松花江、烏蘇里江和綏芬河4大水系，其中除東南角的綏芬河流域外，絕大部分屬于黑龍江流域。黑龍江、烏蘇里江和綏芬河屬于國界河流，支流松花江（含嫩江）貫穿全省。省內(nèi)流域面積在50km2的河流共計1 918條，水能總理論蘊藏量8 642 MW，居東北地區(qū)之首，約占東北地區(qū)的50%左右。黑龍江省水電技術可開發(fā)量為8 328 MW，經(jīng)濟開發(fā)量為7 282 MW。

b.煤炭資源。黑龍江省累計探明資源儲量236.7×108t，保有資源儲量219.8×108t，占東北三省煤炭總儲量的70%，居東北三省首位。在保有儲量中，煙煤儲量為125.6×108t，褐煤儲量94.2×108t，此外尚有極少量的無煙煤。全省煤炭資源分布不均衡，呈東多西少之勢。保有儲量中92%煤炭資源現(xiàn)分布在東部地區(qū)，主要集中在雞西、七臺河、雙鴨山、鶴崗等地區(qū)，是我國焦煤重要產(chǎn)區(qū)之一。

從長遠看，隨著經(jīng)濟的快速發(fā)展，黑龍江省能源將由余轉(zhuǎn)為缺，且缺口逐年增加，為保持黑龍江省能源供給的可持續(xù)發(fā)展，應適時開展核電建設工作。

2 黑龍江省電源建設空間

黑龍江電網(wǎng)位于東北電網(wǎng)的東北部，按其地理位置可分為東、中、西三個部分，東部電網(wǎng)與中部電網(wǎng)由3回500kV 線路和4回220kV 線路相聯(lián)，中部電網(wǎng)與西部電網(wǎng)通過3 回500kV 線路和3 回220kV 線路相聯(lián)。黑龍江電網(wǎng)經(jīng)過多年建設，形成了橫貫省內(nèi)的“V”字形500kV 電網(wǎng)結構，220kV電網(wǎng)基本上實現(xiàn)了變電站多電源供電結構，供電可靠性有了很大提高。2013年，黑龍江省全社會用電量完成845.2×108kW·h，同比增長2.09%，統(tǒng)調(diào)最大負荷為10 142 MW，同比增長3.44%。

根據(jù)《黑龍江省電網(wǎng)“十二五”主網(wǎng)架滾動規(guī)劃》［2］及已核準電源建設規(guī)劃，2014年 至2020年、2014年至2025年、2014年至2030年期間黑龍江省電源建設空間分別約為5 109 MW、10 149 MW、16 161 MW，備用率皆按20%考慮（見表1）。若再考慮2 105 MW 路條裝機后，2014年至2025年、2014年至2030年期間黑龍江省電源建設空間分別約8 044 MW、14 056MW，因此，為滿足“十三五”及以后黑龍江電網(wǎng)負荷的快速發(fā)展，緩解電網(wǎng)缺電狀況，減輕省內(nèi)一次能源消耗及省外購置一次能源壓力，為黑龍江省經(jīng)濟發(fā)展提供可靠的電力保障，建設核電機組是適宜的。

表1 黑龍江省電源建設空間 MW

3 EPR1700核電機組簡介

歐洲壓水堆（European pressurized water reactor，EPR）作為三代核電堆型之一，由法馬通和西門子根據(jù)歐洲用戶要求聯(lián)合開發(fā)，提高了安全性和經(jīng)濟性。在安全性上，EPR 針對防止堆芯熔化以及放射性大量釋放等安全因素進行設計改進，采取了很多防備和緩解手段，其主要設計得到了實踐證實。在經(jīng)濟性上，EPR 設計壽命60年，換料周期12～24個月，建設周期48～60 個月，機組可利用率達到92%［3］。與AP1000機組相比，EPR 機組具有容量大，單位功率技術指標好等優(yōu)點。EPR1700機型為改良型四環(huán)路壓水堆核電堆型，屬于第三代技術，堆型的熱功率4 900MW，電功率為1 750 MW。

目前，全球采用此種技術建造的核電廠共有3座，分別為中國臺山核電廠、芬蘭奧爾基洛托核電廠和法國弗拉芒維爾核電廠3號機組，均為在建或擴建核電廠。

4 EPR1700核電機組接入系統(tǒng)方案設想

根據(jù)遠景年黑龍江省500kV 主干電網(wǎng)規(guī)劃，全省中西部的哈爾濱、大慶和齊齊哈爾建設一體化的受端電網(wǎng)，即中西部受端電網(wǎng)的基本結構是“目”字形結構；東部送端電網(wǎng)建設堅強和合理的送端電網(wǎng)“日”字形結構，實現(xiàn)大量電力的外送，并兼顧東部電網(wǎng)的供電任務；北部邊遠地區(qū)電網(wǎng)為“日”字形單環(huán)網(wǎng)結構，500kV 基本覆蓋北部地區(qū)主要的城市和縣市。

結合黑龍江省核電廠址普選情況，以佳木斯廠址為例，考慮4臺EPR1700機組的接入系統(tǒng)方案。該廠址處于黑龍江省東部，其電力應主要滿足中部地區(qū)負荷中心的用電需要，即采取500kV 電壓等級接入地區(qū)主干網(wǎng)架，將電力送至哈爾濱地區(qū)消納，見圖1。具體方案為佳木斯核電廠利用4回500kV線路接入系統(tǒng)，其中2回500kV 線路接至500kV集賢變，2回500kV 線路接至500kV 望江變。

4.1 導線型號選擇

考慮到本期4臺核電機組最大外送電力P為6 440 MW，UN＝525kV，J＝0.9A／mm2，cosφ＝0.9。按經(jīng)濟電流密度選擇，導線截面計算如下：

圖1 2025年黑龍江核電接入系統(tǒng)設想方案

導線截面選擇見表2。參照黑龍江省500kV主干網(wǎng)架的架設現(xiàn)狀和導線截面選取規(guī)劃，按“N－1”方式校驗，為保證電力可靠送出，可選用LGJ－630×4導線。

表2 導線型號選擇

4.2 潮流分布

佳木斯核電廠4臺EPR1700機組投運后，相關區(qū)域冬大方式潮流見圖2，圖中單位為MW，Mvar。

圖2 2025年佳木斯核電廠擬接入系統(tǒng)方案冬大方式潮流圖

潮流計算結果表明，佳木斯核電廠通過4 回500kV 線路接入系統(tǒng)后，核電送出容量主要在黑龍江省負荷中心消納，電網(wǎng)潮流分布合理，相關500 kV 主干電網(wǎng)能夠適應核電電力的送出要求。

4.3 穩(wěn)定分析

根據(jù)電網(wǎng)安全穩(wěn)定計算導則及相關規(guī)程規(guī)定要求，為校驗大型核電廠接入電網(wǎng)后，對系統(tǒng)安全穩(wěn)定水平的影響，采用以下3種故障方式分析，即：線路發(fā)生三相短路故障；同塔雙回線路異名相故障；核電廠機組發(fā)生失磁故障，計算結果詳見表3。穩(wěn)定計算結果表明，隨著黑龍江省主干網(wǎng)架的加強，大型火電電源的接入，電網(wǎng)穩(wěn)定水平不斷提高，黑龍江省電網(wǎng)能夠適應大型核電廠的接入。

表3 暫態(tài)穩(wěn)定計算結果

5 核電廠參與調(diào)峰問題研究

目前，我國現(xiàn)有核電機組均建于沿海發(fā)達地區(qū)，臨近負荷中心。由于上述地區(qū)電網(wǎng)容量大，核電裝機比重小，地區(qū)缺電比較嚴重，核電廠為提高機組利用時間，發(fā)揮核電建設的最大經(jīng)濟效益，并從核電安全等方面考慮，均未參加系統(tǒng)調(diào)峰，機組始終按照最大可能出力運行。

在核電占電網(wǎng)總裝機容量比重較大的法國、韓國、日本和美國，即使電網(wǎng)同時具備一定容量的調(diào)頻、調(diào)峰手段和削峰填谷措施，核電機組也要適當?shù)貪M足電網(wǎng)調(diào)峰的要求［4］。法國的核電機組，大部分需要每天經(jīng)常實施40%～100%的調(diào)峰運行，美國和德國的核電機組需要每天經(jīng)常實施50%～100%的調(diào)峰運行。

5.1 核電調(diào)峰的可行性

目前我國在建及擬建核電廠采用的機型主要為CPR1000、AP1000或EPR1700壓水堆反應堆。上述堆型核電機組均已具備較好的調(diào)峰能力，主要體現(xiàn)在：

a.現(xiàn)代壓水堆均設計為具有較大的負溫度系數(shù)，降低了反應堆功率調(diào)節(jié)系統(tǒng)的調(diào)節(jié)精度要求和頻繁動作的要求，增強了核電機組跟蹤負荷的能力；

b.為增加機組應對各種瞬態(tài)的裕度，機組設計已滿足“在負荷階躍變化±10%Pn或線性變化±5%Pn的情況下，依靠自動調(diào)節(jié)可使機組穩(wěn)定運行而一、二回路各安全保護設施不動作”的要求；

c.采用先進的全數(shù)字化儀表控制系統(tǒng)，使核電機組對負荷變動瞬態(tài)過程中各相關參數(shù)的控制品質(zhì)更理想；

d.低負荷下核汽輪機工作更可靠，即大型核電汽輪機普遍采用節(jié)流調(diào)節(jié)，全周進汽，加之低負荷下主蒸汽的壓力和溫度比滿出力時略有升高，使得調(diào)節(jié)閥后新增器能夠保持溫度基本不變，有利于高低壓缸工作于濕蒸汽區(qū)［5］。

現(xiàn)代壓水堆核電機組已初步具備日常負荷變動能力，在堆芯壽命期內(nèi)大部分時間可進行一定形式的日負荷追蹤及參與幅度和速度不大的中間負荷調(diào)峰［6］。

5.2 核電調(diào)峰的必要性

黑龍江省地處高寒地區(qū)，調(diào)峰能力很差的集中供熱機組比例呈增加的趨勢。目前冬季用電峰谷差較大，而在全省直調(diào)機組中70%以上的火電機組承擔著供熱任務，調(diào)峰能力較弱，整體調(diào)峰電力明顯不足。根據(jù)表4的分析結果，旋轉(zhuǎn)備用率皆按8%考慮，在不考慮風電的反調(diào)峰情況下，黑龍江省調(diào)峰能力已有較大缺額，若再考慮到風電的反調(diào)峰能力，全省調(diào)峰缺額將進一步加大，因此，為緩解電網(wǎng)調(diào)峰壓力，改善調(diào)峰狀況，除加強對風電的管理，加強需求側(cè)管理、積極建設抽水蓄能等調(diào)峰電源和深挖火電機組調(diào)峰潛力外，還應考慮核電適度參與調(diào)峰。

表4 黑龍江省調(diào)峰能力分析

6 EPR1700機組接入黑龍江電網(wǎng)對電價的影響

以《國家發(fā)展改革委關于提高東北電網(wǎng)電價的通知》中“黑龍江省燃煤機組上網(wǎng)電價每千瓦時0.365元”作為基礎標桿電價，初步測算EPR1700核電機組接入黑龍江電網(wǎng)后，核電上網(wǎng)電價對電網(wǎng)電價的影響。其中核電項目運營期按30年考慮，機組利用時間為7 000h。經(jīng)測算，黑龍江電網(wǎng)投運1臺EPR1700核電機組后，每年新增123×108kW·h核電電量，全省電網(wǎng)售電價需要加價0.83 分／（kW·h）?？紤]到黑龍江電網(wǎng)調(diào)峰能力缺額較大，在黑龍江省投運核電機組，還需建設配套的調(diào)峰電源，電網(wǎng)加價將進一步增大，因此黑龍江省核電機組的建設對黑龍江電網(wǎng)售電價影響較大。

7 結論

a.根據(jù)黑龍江省經(jīng)濟發(fā)展及能源賦存情況，適時建設采用EPR1700等類型核電機組的大型核電廠可以滿足遠期黑龍江省負荷發(fā)展需求，減輕遠期一次能源匱乏壓力。

b.隨著黑龍江電網(wǎng)網(wǎng)架的加強，大型核電廠接入后能夠滿足系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的要求，黑龍江省規(guī)劃網(wǎng)架具備接納大型核電廠接入的能力。

c.由于黑龍江省所處地理位置及現(xiàn)行水電管理體系的約束，系統(tǒng)調(diào)峰缺額很大，若考慮大規(guī)模風電的反調(diào)峰能力，調(diào)峰狀況將進一步惡化，因此，除采用加強對風電的管理等常規(guī)調(diào)峰手段外，還應考慮讓核電適度參與調(diào)峰。

d.EPR1700核電機組接入黑龍江電網(wǎng)后，對黑龍江電網(wǎng)售電價影響較大，但核電廠的建設應更多的考慮其對電力系統(tǒng)的可持續(xù)發(fā)展和能源資源優(yōu)化配置方面帶來的效益，以及核工業(yè)發(fā)展帶動的相應的社會效益。

［1］黑龍江省電力有限公司.黑龍江省電網(wǎng)電力需求預測及電源規(guī)劃調(diào)整研究報告［R］.哈爾濱：黑龍江省電力有限公司，2012.

［2］黑龍江省電力有限公司.黑龍江省電網(wǎng)“十二五”主網(wǎng)架滾動規(guī)劃［R］.哈爾濱：黑龍江省電力有限公司，2012.

［3］羅必雄，喬旭斌，陳娟，等.國內(nèi)三代EPR 核電常規(guī)島技術特點［J］.電力建設，2010，31（9）：102－106.

［4］黃重.國外核電廠機組調(diào)峰運行概況［J］.華北電力科技情報，1992，（10）：35－39.

［5］楊海波.各類電廠參與電網(wǎng)調(diào)峰介紹［J］.工程建設與設計，2012，7（7）：124－128.

［6］馬習明.探討大型壓水堆核電機組參與電網(wǎng)中間負荷調(diào)峰［J］.現(xiàn)代電力，2007，24（4）：28－33.