[科普中国]-核电机组参与电网联合调峰策略

电网迫切需要一种经济、高效的新能源。由于风电、太阳能发电、潮汐发电等各类新能源，至今尚未完全解决电力大规模生产及经济性的问题，加 快发展核电成为解决中国电力供应问题的必然选择。根据国家核电中长期发展规划，到 2020年， 将新建30多台百万kW级核电机组，核电总装机 容量达到5800万kW，在建3000万kW。在未来一 段时间，核电将成为我国电网中的一种主要电源，并将占有越来越多的比重。

随着电网负荷峰谷差的日益增大，电力系统调 峰形势越来越严峻。由于核电在电网中比重的增长，电力系统对核电机组参与电网调峰的需求日益 增强。核电能否参与调峰运行，核电参与调峰运行 采用何种方式，对电网调峰平衡会带来怎样的影响 已成为需要高度关注的问题。同时新能源在电网中的并网容量增长迅速，各种电源间的联合运行和协 调控制成为现代电网运行中的关键问题。核电机组与系统中其它调峰电源的联合调峰运行、风光储核联合发电系统的协同调度和智能控制是未来核电参与电网运行的技术发展方向。1

核电参与电网调峰现状世界各国都对电网的调峰问题特别重视，从20世纪70年代起，美国、德国、法国、日本等国相继实施了压水堆、沸水堆、改进型热中子堆等核 电堆型的负荷跟踪试验和实际运行。压水堆40余年的日负荷跟踪运行经验表明，日或周负荷跟踪对燃料性能没有不利的影响，一回路冷却剂的放射性浓度不会因为负荷跟踪而上升，验证了压水堆的可靠性及日负荷跟踪运行的可行性。1

1、国外核电机组参与电网调峰情况

国外核电机组调峰运行实例见表。美国在20世纪70年代初就进行负荷跟踪运行。美国西屋公司建造的多座压水堆核电机组，已 具有很多日负荷跟踪运行的实际成绩，其中一个已 在连续4个换料周期内共进行了600次以上的日负荷跟踪运行。在法国，核电机组参加电网各个阶段的运行控制 包括一次控制、二次控制和三次控制)，有37台共计35770MW的核电机组参与电网的运行，占全网参与运行控制机组总容量的54%，其最大 可控的功率范围为3940MW，约占全网可控功率范围的30%。截止1987年已实施了2200次循环的 负荷跟踪运行。

德国各电力公司在核电初创阶段就曾计划大幅度提高核电发电量，包括提高核电厂负荷跟踪能力，从1982年开始到1991年止，PWR积累了2500次循环以上，BWR实施了1000次循环以上 的负荷跟踪运行。有14台共计13878MW的核电机组参与电网的运行控制，占全网参与运行控制机 组总容量的24%，其最大的功率可控范围为2780MW，约占全网可控功率范围的15%。

日本在20世纪80年代已经开展了大量的功率范围在100%(运行14h)～75%(运行8h)100%之间的日负荷跟踪试验，后来由于核电发展放缓，核电实施负荷跟踪计划被搁置，在新年假期这样负荷极低的特殊时刻才会降功率运行。

2、我国核电的实际运行调峰情况

我国现有核电机组均建在东部或南部沿海发达地区，临近负荷中心。由于华东电网和南方电网容量极大，核电装机容量所占比重小，局部电力又常年短缺，核电站为尽可能提高电厂机组全年利用小 时数、发挥核电建设最大经济效益，亦同时基于部 分核电厂和电网安全运行的多方面考虑，目前，除秦山一期、大亚湾、岭澳一期核电机组在近两年春节、国庆等特殊负荷日降负荷运行以参与调峰(其中秦山一期机组一般降功率至200MW运行， 大亚湾、岭澳一期机组一般降至 760MW，也有降 至500MW的运行实例)外，其他核电机组无论堆 形和容量大小，均未参加电网的调峰。

然而，随着核电在电网中比重的增长以及负荷峰谷差的日益增大，风、光等可再生能源的加入， 电力系统调峰形势越来越严峻，国内许多单位已开 展了关于核电参与电网调峰的可行性研究，在理论分析上，山东核电有限公司研究分析了我国大容量 压水堆核电站参与电网中间负荷调峰的必要性与可 行性，同时也指出核电参与调峰对机组安全性和电 站经济性的影响;湖北省电力研究院分析了三代压水堆核电机组的调峰能力以及可能存在的问题;西南电力设计院对大容量核电机组接入川渝电 网适应性及参与系统调峰做了相关研究，指出大容 量核电机组可根据实际电网的需要，实时承担系统 部分的调峰任务;广东电网公司研究指出省内核电机组在设计上均具有日负荷跟踪能力，可以按 照“12－3－6－3”模式参与调峰。1

核电机组参与电网调峰方式分析各类机组调峰能力分析第二代核电站中的压水堆是全球核电发展的技术主流 (约占80%)。我国现有和在建的核电机组除秦山三期外均为压水堆，因此，仅介绍压水堆机组的调峰能力。

a． 原型堆机组调峰能力

原型堆机组的负荷跟踪能力较差，主要通过长期低功率运行的方式参与调峰。

b． A 模式压水堆机组调峰能力

该模式要求反应堆在满功率或接近满功率水平下稳定运行，反应堆功率调节主要靠调节可溶硼浓度来实现。但考虑到反应堆可能出现快速升降功率运行，仅靠调节硼浓度来改变功率水平不够，因此，该模式又具有一定的控制棒调节功率的能力。设计要求在80% 循环寿期内能进行功率变化形式为“12 － 3 － 6 － 3” 的日负荷跟踪，即在负荷高峰时带12 h 满出力，晚间负荷下降时用3 h 线性减负荷，在低功率平台上( 一般为50% FP ( 满功率) ) 上运行6 h，最后在早间用3h 线性加负荷至满出力。此外，还具有5% FP / min 的线性功率变化及10% FP 阶跃功率变化的调节能力。

c． G 模式压水堆机组调峰能力

采用“G 模式”的核电站，设计要求在前80% 的循环寿期内具有日负荷跟踪能力，可以按照“12 － 3 － 6－ 3”模式参与调峰，最低运行功率为30% FP 。相比A模式，G 模式机组还可以进行“16 － 8”的快速日负荷跟踪。此外，还可在50% FP、75% FP 两种功率平台上进行长期低功率运行。我国自主研发的二代加CPR1000核电技术即采用G 模式。

d． EPR 机组调峰能力

EPR 机组具有较强的日负荷跟踪能力。在前90% 循环寿期内，核电机组能按如下方式进行日负荷跟踪: 从满功率开始，在2 h 内功率降至50% ，在低功率平台上运行2 ～ 10 h，然后在2 h 内升至满功率; 在80% 循环寿期内，还可以按上述模式将功率降至25% 运行。此外，EPR 还具有长期低功率运行的能力，机组出力在25% 额定功率及以上时，可以长期低功率运行，不受功率水平及运行周期限制。台山核电站首期工程为2 台EPR 型压水堆核电机组。1

e． AP1000 机组调峰能力

AP1000 机组基本通过灰棒来控制反应，调节功率，以适应电网负荷变化，代替过去用改变冷却水的硼浓度来跟踪负荷的方法，减少了废水量。在前90% 循环寿期内，核电机组能按如下方式进行日负荷跟踪: 在满功率运行10 ～ 18 h，然后2 h 内线性变化至50% FP，在50% 功率平台上运行2 ～10 h，然后在2 h 内线性升至满功率。在长期低功率运行方面，AP1000 与EPR 相当。三门核电站采用的即为AP1000 核电技术，该堆型为西屋公司设计的3 代核电堆型。

2、核电机组参与电网调峰方式分析

核电一旦被要求参与调峰，不仅对机组的安全运行带来挑战，同时也将对其经济性产生较大影响。为缓解系统调峰压力，核电机组通常采取以下3 种方式参与调峰。

a． 合理安排核电站换料大修时间

在运转一个发电循环后，核电机组将停机，并用新燃料组件替换乏燃料组件。核电站均利用这一换料的时间窗口，对机组进行换料大修，以维持、改善设备的运行特性，保证机组在下一发电循环运行的安全稳定性。核电以换料大修的方式参与系统调峰对自身的经济性影响最小，最易实施，是现行调度冬季调峰常用的手段。

b． 跟踪负荷调峰

现代压水堆核电机组具备跟踪负荷调峰能力，调峰深度与速度需要根据负荷情况及核电机组自身安全等因素综合考虑。

c． 极端日压出力运行

在系统可调电源日益减少的情况下，随着系统峰谷差率的日益增大，调峰需求越来越大。如果核电不能参与负荷跟踪调峰，则需要降出力运行以提高水电、火电等可调电源的开机容量，增加系统的调峰能力。1

核电机组多种电源联合运行调峰的运行模式现代电网中存在多种电源，电源之间在运行特性上具有互补性。依据各电源的运行特性，综合考虑各电源的运行约束和系统的安全约束，以电网的安全经济运行为目标，可以通过优化方法来确定各电源联合调峰的运行模式和协调控制策略。

1、核电机组直接参与日负荷调峰的运行模式考虑到核电自身安全，以及核电机组的调峰速度与深度限制，压水堆核电机组一般采取“12 － 3－ 6 － 3”的日负荷跟踪模式，如图所示。

图1所示的核电机组出力方式较好的跟踪了日负荷率曲线，比较符合电网负荷的变化趋势，调峰的深度与调峰速率符合核电机组自身约束，实际调峰时应以核电厂的实际运行情况为参考，确定调峰的深度与速度。采用“G 模式” 的2 代机组及后续新一代各类核电机组，可具备更好的调峰特性( 比如可进行“16 － 8” 的快速日负荷跟踪) ，可根据电网实际负荷情况，考虑核电自身安全及设计要求限制，进行不同模式的调峰运行，保证电网及核电站自身的安全、稳定、经济运行。

2、核电与水火电联合调峰问题研究

水、火、核电协调与联合优化运行是国内外近几年的热点问题。传统的水火电联合短期优化运行模型一般是简单的以系统运行费用最低为目标函数，来确定一定时间段内水、火电机组的联合发电计划。而现代引入核电后的多种能源结构的联合电源规划问题则转化为一个维数高、非线性、约束条件多的多目标优化问题，它所考虑的因素更多，一般包括系统负荷需求、旋转备用，机组出力特性的非线性，机组开停机频率与持续时间，流量、出力和蓄水约束、专家和决策者意见等，是一个大规模、混合整数优化问题。针对我国电网运行中的调峰问题，关于水火电联合调峰已经做了很多研究。核电具有较大的调峰容量，但其调峰深度和速度受到安全性和经济性的影响，不适宜做频繁的出力调节，但可以按照“12 － 3 － 6 － 3” 的方式参与电网日负荷调峰。

核电调峰成本低于燃煤开停与水电弃水调峰，因此在合理安排水电调峰与火电深度调峰后仍无法满足系统调峰平衡时需要调用核电的调峰容量，为避免燃煤开停与水电弃水调峰，保证火电出力平稳，需要核电采取适当的调峰深度进行调峰。综合考虑各类机组运行要求以及其它复杂约束，可建立核电与水火电联合调峰的优化模型，保证电网安全稳定运行，提高经济性。1

核电与新能源联合运行问题研究1、核电与抽水蓄能联合调峰

抽水蓄能机组具有2 大特性:

一是可以在发电与耗电工况之间灵活转换，用于电力系统削峰填谷;

二是机组启动迅速，运行灵活、可靠，能快速响应电网负荷的变化。

核电与抽水蓄能电站联合运行的三种模式: 完全跟踪模式、三段制跟踪模式和不完全跟踪模式，核电与抽水蓄能机组联合运行可很好地满足电网调峰的要求，并能保证核电机组带基荷安全运行，具有较高的经济性。

2、核电与风光储联合运行

目前，对风电、光伏发电以及储能技术的研究已有很多。不同于常规电源，风电、光伏发电都具有随机性、波动性和间歇性的特点，再加上其预测、调度和控制上的技术瓶颈，使其独立发电特性和源网协调性与常规电源相比仍有较大的差别。当风电、光伏发电等大型可再生能源接入电力系统后，传统机组的爬坡速率往往不能满足可再生能源带来的大幅度、短时的功率波动要求。

核电本身具有较好的调峰特性，风电场与光伏电站又具有一定的互补特性，联合运行可促进新能源的集约化开发和利用，风光储核的联合运行将有效削弱风电、光伏发电带来的功率波动，减轻电网调峰的困难与压力。

若某地区电源含有核电、风电、光伏发电，储能电站四类电源。白天风电发电量通常较小，而光伏发电量较大，为保证光伏满发带基荷运行，则核电应该根据光伏发电的变化进行调整出力，在光伏发电量大时适当降出力运行，在负荷低谷时储能电站进行储能，联合出力跟踪电网负荷; 夜间光伏电站不发电，但风电充足且波动较大，为保证风电满发带基荷运行，核电则需要根据风电出力变化调整自身出力，储能电站根据负荷情况进行储能或者发电，联合出力跟踪电网负荷。1

研究风光储核的协调运行和互动调度机制，有利于改善新能源发电给电力系统带来的稳定性和经济性的影响，优化电源结构。在前有研究基础上，可实现核电与风光储联合发电监控系统的设计、风光储核的在线功率与电压控制。通过核电与风光储联合发电系统的协调调度，可有效减小新能源发电对电力系统的冲击和影响，提高电力系统运行的稳定性和经济性，破解大规模新能源并网运行的技术瓶颈，提高电网对大规模新能源的接纳能力。2

意义为了应对气候变化，当前我国正大力发展非化石能源，包括核电、水电、风电、光伏发电以及生物质能发电等，未来非化石能源的比重会越来越大，必须考虑让核电机组参与电网调峰运行。核电调峰对于优化电源结构，加快非化石能源替代化石能源均具有不可代替的作用。核电机组具有较大的调峰深度与调峰容量，能够辅助完成电网的调峰需求，其调峰效益主要包括:3

a． 有利于提高电力系统运行的安全裕度与调度柔性，更好地适应各种不确定性因素的影响;

b． 有利于降低火电调峰压力，减少火电开停机，并减少高成本的燃气、燃油发电，降低电力系统运行成本;

c． 有利于提高风电、光伏发电等清洁能源的接入规模与利用效率。1