邱天明, 馬 杰

(中國電力工程顧問集團(tuán) 華東電力設(shè)計(jì)院有限公司, 上海 200063)

近年來國內(nèi)超高壓電網(wǎng)的建設(shè)為1 000 kV升壓站的建設(shè)提供了豐富的經(jīng)驗(yàn)。1 000 kV設(shè)備制造也日趨成熟。送出工程采用一次升壓方案或二次升壓方案,從技術(shù)上都可行,應(yīng)根據(jù)工程實(shí)際情況結(jié)合升壓站布置條件確定主接線方案。漳州核電廠工程規(guī)劃建設(shè)6臺(tái)“華龍一號(hào)”百萬千瓦級(jí)核電機(jī)組。根據(jù)一期工程接入系統(tǒng)報(bào)告及補(bǔ)充報(bào)告,考慮兩種接入系統(tǒng)方案,送出線路電壓等級(jí)分別為500 kV和1 000 kV。因1 000 kV送出升壓站方案在國內(nèi)已投產(chǎn)和在建核電站中均未采用,根據(jù)我國住房和城鄉(xiāng)建設(shè)部的設(shè)計(jì)規(guī)范[1]要求,進(jìn)行漳州核電1 000 kV送出工程的一次升壓方案和二次升壓方案研究,包括對(duì)相關(guān)的電氣主接線及主要設(shè)備參數(shù)進(jìn)行分析,對(duì)一次和二次升壓方案的開關(guān)站布置進(jìn)行比較,綜合這兩種方案的技術(shù)與經(jīng)濟(jì)性能,提出百萬千瓦級(jí)核電廠1 000 kV送出工程的推薦方案。

1 電氣主接線及設(shè)備參數(shù)

針對(duì)本工程1 000 kV接入方案,考慮兩種主接線方案[2],記為方案1和方案2。

1.1 電氣主接線

1.1.1 方案1的電氣主接線

4臺(tái)機(jī)組以發(fā)電機(jī)-變壓器組形式接入1 000 kV 一級(jí)升壓方案,電廠 1 000 kV 出線 2 回,采用一個(gè)半斷路器的接線形式[3]。方案1的電氣主接線方案如圖1所示。

圖1 方案1的電氣主接線方案

1.1.2 方案2的電氣主接線

4臺(tái)機(jī)組以發(fā)電機(jī)-變壓器組形式接入500 kV,經(jīng)過500 kV/1 000 kV變壓器實(shí)現(xiàn)兩級(jí)升壓的方案,2回1 000 kV線路送出,其中500 kV升壓部分采用一個(gè)半斷路器接線方式,500 kV/1 000 kV升壓部分采用開口角形接線。方案2的電氣主接線方案如圖2所示。

圖2 方案2的電氣主接線方案

1.2 主要電氣設(shè)備參數(shù)

1.2.1 方案1的主要電氣設(shè)備參數(shù)

母線通流:1 000 kV母線通流容量不低于4 kA。

斷路器要求:1 000 kV斷路器開斷能力按63 kA選擇,本工程2回廈門方向出線間隔考慮配置600 Ω合閘電阻。

額定容量:1 000 kV出線間隔設(shè)備額定容量按不低于6.3 kA考慮。

主變壓器:機(jī)組升壓變額定容量為1 500 MW,采用無載調(diào)壓方式,高壓側(cè)電壓暫按1 100 kV-4×1.25%考慮,主變阻抗不低于18%,變壓器中性點(diǎn)本期直接接地,預(yù)留經(jīng)小電抗接地的可能。

高抗裝置:本工程2回廈門方向出線需裝設(shè)2組480 MW高抗。

發(fā)電機(jī):額定功率因數(shù)為0.9,且可在額定功率下以0.95功率因數(shù)進(jìn)相運(yùn)行。機(jī)組需具備節(jié)假日降負(fù)荷20%運(yùn)行能力。

1.2.2 方案2的主要電氣設(shè)備參數(shù)

母線通流:1 000 kV 母線通流能力按不低于4 kA考慮;500 kV 母線通流能力按不低于5 kA考慮。

斷路器要求:1 000 kV 斷路器開斷能力按63 kA 選擇;500 kV 斷路器開斷能力按63 kA 選擇;2 回廈門方向出線間隔暫考慮配置600 Ω合閘電阻。

額定容量:1 000 kV出線間隔設(shè)備額定容量按不低于6.3 kA考慮;500 kV出線間隔設(shè)備(與1 000 kV/500 kV/110 kV 變壓器直接相連的配串)額定容量按不低于5kA 考慮;500 kV出線間隔設(shè)備(不與1 000 kV/500 kV/110 kV變壓器直接相連的配串)額定容量按不低于4 kA考慮。

自耦變壓器:1 000 kV/500 kV/110 kV 變壓器的額定容量為4 000 MW,采用自耦變壓器,額定主抽頭及調(diào)壓范圍為1 050 kV/525±4×1.25% kV/110 kV;變壓器組別為 YNa0d-11,高中、中低、高低主變阻抗暫定采用18%,40%,62%。自耦變中性點(diǎn)本期直接接地,預(yù)留經(jīng)小電抗接地的可能;同時(shí)3臺(tái)自耦變共預(yù)留2組240 MW感性無功補(bǔ)償[4]的位置。

高抗裝置:2 回廈門方向出線需裝設(shè)2組480 MW高抗。

2 電氣主設(shè)備的布置

2.1 1 000 kV 一次升壓方案

1 000 kV一次升壓方案的汽機(jī)房A排外電氣裝置平面布置如圖3所示。其占地約53.50 m×49.53 m=2 650 m2。對(duì)于漳州工程,該布置占地過大,不滿足核電站總圖布置的要求。1 000 kV配電裝置平面布置[5]如圖4所示。其占地約280 m×102 m=28 560 m2。

圖3 一次升壓方案A排外電氣裝置平面布置

圖4 一次升壓方案1 000 kV配電裝置平面布置

2.2 1 000 kV 二次升壓方案

1 000 kV 二次升壓方案的汽機(jī)房A排外電氣裝置平面布置如圖5所示。其占地約37 m×47 m=1 750 m2。500 kV和1 000 kV 氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備(Gas Insulated Switchgear,GIS)區(qū)域平面布置[6]如圖6所示。其占地約275 m×260 m=71 500 m2。

2.3 布置方案的比較

方案1汽機(jī)房A排外電氣裝置平面布置占地約2 650 m2。核電站常規(guī)島布置緊靠核島,且核島必須位于基巖之上,常規(guī)島A排外變壓器區(qū)域場(chǎng)地布置受限,對(duì)于漳州工程該布置占地過大,不滿足總圖布置的要求。方案2汽機(jī)房A排外電氣裝置平面布置占地約1 750 m2。因此,方案2滿足總圖布置需要。方案1的1 000 kV配電裝置平面布置占地約28 560 m2,方案2的500 kV和1 000 kV GIS區(qū)域平面布置占地約71 500 m2。方案2升壓站的占地面積比方案1大,而升壓站不需布置在基巖之上,且對(duì)布置的位置也有一定的靈活性,因此兩個(gè)方案都能滿足總圖布置的要求。

圖5 二次升壓方案A排外電氣裝置平面布置

圖6 二次升壓方案500 kV GIS和1 000 kV GIS區(qū)域平面布置

3 投資估算比較

比較輸電系統(tǒng)方案的輸變電投資,其中主要比較輸電線路、電廠升壓變、新增配電裝置、進(jìn)出線斷路器、配套擴(kuò)建主變的投資,低壓側(cè)的其他設(shè)備投資不在本估算內(nèi)。

出線對(duì)側(cè)斷路器按出線數(shù)1.5倍考慮,本廠設(shè)備考慮使用GIS設(shè)備。經(jīng)濟(jì)比較中采用的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)如表1所示。

表1 輸變電設(shè)備經(jīng)濟(jì)指標(biāo)

方案1和方案2工程本期和遠(yuǎn)景輸電系統(tǒng)方案投資比較,具體數(shù)據(jù)如表2與表3 所示。從工程本期總投資比較結(jié)果可見,方案1和方案2的總投資分別為22.48億元和19.64億元,方案2(兩級(jí)升壓)的投資要小于方案1(直接升壓)。遠(yuǎn)景接入方案的投資比較結(jié)論與本期工程相同,方案1和方案2的總投資分別為30.52億元和20.66億元,二次升壓方案比直接升壓方案僅設(shè)備投資可節(jié)省約10億元。

表2 工程本期輸電系統(tǒng)方案投資比較

表3 工程遠(yuǎn)景輸電系統(tǒng)方案投資比較

4 結(jié) 論

百萬千瓦級(jí)核電廠址越來越稀缺,為數(shù)不多的廠址基本上規(guī)劃容量為6臺(tái)或以上的機(jī)組。對(duì)于規(guī)劃容量為6臺(tái)的百萬千瓦級(jí)核電站,送出工程采用1 000 kV可能性越來越大,可以得出以下結(jié)論。

(1) 核電站常規(guī)島布置緊靠核島,常規(guī)島A排外變壓器區(qū)域場(chǎng)地布置受限。與一次升壓方案相比,二次升壓方案A排外變壓器區(qū)域占地面積小1 000 m2,約占升壓站區(qū)域總面積的35%,對(duì)核電站總圖布置更有利。

(2) 二次升壓方案比直接升壓方案僅設(shè)備投資可節(jié)省約10億元,約占總投資的33%。

(3) 對(duì)于規(guī)劃容量百萬千瓦級(jí)核電站,如送出工程采用1 000 kV電壓等級(jí),推薦采用二次升壓方案。