核电企业如何主动适应电网调峰

(上海中核浦原有限公司,上海 200233)

当前，中国经济发展已进入中高速增长“新常态”，电力总体需求增速放缓，电力市场竞争不断加大。随着电力体制改革的不断深入和核电发展规模的持续提升，核电作为电力产品的特殊性逐步减弱，市场化程度逐步提高。

另一方面，经济和能源结构的调整优化使得电力负荷的峰谷差率仍在不断加大，系统调峰能力却难以有效保障，这给核电机组的电量消纳带来了极大压力。参与调峰，正在成为中国核电企业需要面临的重大难题之一，并可能在未来很长一段时间困扰核电企业，核电企业必须采取积极有效的措施，以应对电网调峰。

1 建立销售平台积极参与市场竞争

2015年3月，中共中央、国务院发布了“中发9号文”，就此拉开了新一轮电改序幕。本轮电改旨在为发电、售电实现市场定价打下基础，电价由政府定价变为市场竞价，交易模式由电网统购统售变为发电企业和用户的双边交易、三方合同(发电公司、用户和电网)。在国家电改的大趋势下，各省市正在不断减少发电企业(包括核电企业)的计划性电量，增大市场化电量。

核电机组装机容量大、运行可靠、但灵活性差，面对新一轮电改，核电企业应当迅速作出反应，顺应改革大势，尽快建立起自己的售电平台(售电公司)，以市场化的思维，积极适应，在市场化竞争中占得先机。售电对于当前国内核电厂属于新业务，根据当前电力市场环境，并借鉴国外售电公司业务模式，核电企业成立的售电公司可以有三层定位：

一是专注于购售电业务。目前国内核电企业售电工作的核心任务是“保电量”，想尽一切办法把电卖出去，因此建议售电公司运作初期的定位以购售电业务为中心，并以销售本企业的发电量为核心目标，做到发售一体化。现阶段到电力市场初期阶段，售电公司的工作重点只有一个 想尽方法“跑客户”， 要积极寻求与当地政府、大型企业建立稳定的战略合作关系，尽可能早、尽可能多的开发并锁定优质客户，确保电量储备。

二是开展节能服务，即针对工商业用户开展需求侧能源管理技术服务。在考虑投入的前提下，迎合大客户的长期需求，提供技术手段帮助用户节能。开展需求侧响应工作，与用户签订用电计划调整合同，针对通过工厂生产调整、迎峰度夏等而调整的负荷水平实施电费打折，根据负荷预测提前通知用户调整生产流程，可以通过引入大数据/云计算平台承包商，为用户提供个性化的节能方案。在人力和技术投入不太大的前提下，有效地为用户提供了节能服务，提高用户黏性。

三是开展综合能源服务。开展增量配电网服务，目前部分省市的电改方案已明确具有资质的售电公司可以参与配电市场，从而打破电网公司在配电业务中的垄断，同时可以与其他供水、供热、供气业务打捆，从网络和用户侧切入，结合分布式新能源的开发、配备储能系统，组建微电网甚至微能源网，开展综合能源服务，提高电能整体利用效率。

2 积极寻求与抽蓄电站联合运行

抽水蓄能电站可以在发电和耗电工况之间灵活转换，具有卓越的调峰填谷作用。根据电网发展的需要，从20世纪80年代开始，我国加快了抽水蓄能电厂的建设，截至2018年底，我国运行抽蓄电厂装机容量规模已居世界第一，达到2 849万kW，在建机组容量3 871万kW。随着风电、光伏等新能源快速发展，可再生能源的存储需求急剧增加，抽水蓄能电厂的综合优势将很快突显。国家中长期能源和电力规划都要求加快抽水蓄能电厂建设，并明确“十三五”期间新开工抽水蓄能容量6 000万kW左右，到2020年我国抽水蓄能运行容量将达到4 000万kW。

核电与抽水蓄能电站联合运行，可以有效跟踪电网负荷，满足电网调峰的需求[1]，同时又使得核电机组可以保持带基荷运行，确保核电机组的安全运行，并显著提高经济效益。

以浙江省某核电厂为例，可以对核电直接参与调峰以及核蓄联合运行应对调峰两种情况进行简单的对比分析。浙江省2018年电网最高负荷为7 140万kW，最低负荷为1 177万kW，年峰谷差为5 963万kW；2018年日峰谷差均值为1 796万kW，日峰谷差百分比均值为34%，最大日峰谷差达到2 746万kW。该核电厂一、二期工程的装机容量为4×1 250 MW，单机额定运行的上网功率为1 117 MW。

1)核电直接参与调峰的情况，按照“照直接参与调峰的情的出力方式跟踪日负荷曲线，如图1所示。机组调峰深度取0.75，可以得到核电厂日上网电量为9 717.9万kW·h，约为基荷运行日发电量的0.906倍。若考虑平均每年60天大修及非停时间，由于调峰导致少发的电量为301 590万kW·h, 按照0.43元/kW·h电价计算，因此导致的利润损失为129 683万元。

图1 核电机组直接参与调峰的运行模式Fig.1 Operation mode of nuclear power plantdirectly participating in peak regulation

2)核电抽蓄联合运行参与调峰的情况，考虑三段制跟踪模式，根据电网日负荷曲线曲线划分为峰、平、谷三个时段，在每个时段内，核电厂始终保持基荷运行，核蓄联合运行的平均出力率与电网的平均负荷率保持一致，如图2所示。

图2 核蓄联合运行参与调峰的运行模式Fig.2 Combined operation mode of nuclear plant plant withpumped storage power plant to participate in peak regulation

根据以上运行模式，可以得到以下的一组数据(见表1)，核蓄联合运行日发电量为10 556.7万kW·h，约为基荷运行发电量的0.984倍。同样考虑平均每年60天大修及非停时间，核蓄联合运行工况下由于调峰导致少发的电量为49 944万kW·h, 按照0.43元/kW·h电价计算，由此导致的利润损失为21 475.92万元。

表1 核蓄联合运行工况下的负荷跟踪数据Table 1 Load tracking data under the condition ofnuclear power plant combined operation withpumped storage power plant (unit: kilowatt) (单位：万kW)

因此，在同等假设条件下，相比核电机组直接参与调峰，核蓄联合运行每年可以减少的利润损失为108 207.08万元。此外，由于在核蓄联合运行工况下，核电机组始终保持基荷运行，相比核电机组直接参与调峰，对燃料及设备的损耗有效改善，由此减少的机组大修及非停时间还将创造巨大的经济效益。因此，通过此简化模型的综合计算，核蓄联合运行每年可以创造的利润要远高于10亿元。

通过核蓄联合运行工况下的负荷跟踪数据可以发现，在满足电网调峰的需求下，如果要保持核电厂一、二期工程4台核电机组带基荷运行，至少需要配套建成的抽水蓄能电厂容量为385 MW，若采用可逆式机组，则需要建成的抽蓄电站装机容量为827 MW。根据相关研究报告，抽水蓄能电厂的单位千瓦静态投资通常远低于常规水电厂，与燃煤火电基本持平，参考已建成及在建的抽水蓄能电厂，建成4台300 MW抽水蓄能机组的总投资约为50～80亿元；另一方面，抽水蓄能电厂固定运行费率远低于火电，一般为其投资的1.5%～2.5%。初步估算，即便不考虑抽蓄电厂与核电联合运行外发电产生的额外效益，通过核蓄联合运行，预计5～8年即可收回抽水蓄能电厂的投资成本。作为电力系统最可靠成熟的储能装置，抽水蓄能电厂的有效运行时间在50年以上，而且通过更换新设备还可以进一步延长发电寿命。

不难发现，核蓄机组联合运行能够很好的跟踪电网负荷曲线，有效提高了核电机组的发电量，具有更好的经济性。此外，核蓄联合运行还会带来其他方面的社会效益及经济效益，比如说更有效的减少温室气体及毒素排放，及可能给电厂带来更多的旅游经济效益等。因此，当下核电企业应当积极寻求参股、参建抽水蓄能电厂，收购中小型抽蓄电厂，如果能在这一方面取得突破，相信核电企业在参与电网调峰时可以从容面对。

3 优化企业内部发电组合

核能的和平利用至今已有60多年的历史。如今核电与火电、水电并称为世界三大电力供应支柱，核能发电约占全世界总发电量的16%，核电是当今世界上大规模可持续供应的主要能源之一。目前全世界范围内核电机组所占比重最大的国家为法国，其核电装机容量占系统中电源总装机的一半以上，核电占系统总发电量的80%左右。除法国外，美国、日本、加拿大及韩国等核电装机比例均较高，核电占系统中的比例均达到或超过了15%。

3.1 美、日等国核电在系统调峰中的运行情况

虽然美国、日本、加拿大、韩国等核电所占系统比例均较高，但其电网中调峰电源配置较为充足，尤其是油、气电装机比重较大(其中日本超过45%，其他国家均达到30%左右)，极大程度上缓解了电网调峰压力。同时由于实施了电力市场，在这些国家核电机组报价相对较低，因此电网的调峰任务主要由油、气电及抽水蓄能电站承担，核电机组基本处于基荷工作状态，较少参与调峰。

3.2 法国核电机组参与调峰运行情况

法国与上述几国不同，法国核电所占比例达80%左右，系统调峰电源配置有限，因此在经过一系列技术改造之后，法国核电机组在20世纪90年代初正式参与电网调峰。

从设计角度，法国核电机组在前65%的燃料周期内，具有较大的调峰能力，最低可降低出力至27%额定功率[2]，而在燃料周期的后期，调峰能力逐渐减弱。一个燃料周期内机组调峰能力变化情况如图3所示。

图3 法国核电机组调峰性能[2]Fig.3 The peak performance ofFrench nuclear power plant [2]

虽然法国大多数核电机组均具备日调峰能力，但是出于对核电机组运行安全性、经济性方面的考虑，仍然首先将煤电、水电及气电等作为优先调峰的手段，尽可能保持核电机组的基荷运行[2]。并根据电网的需求，合理安排核电机组的检修，参与电网调峰，图4为某年法国核电机组的大修安排情况。

3.3 充分做好机组发电及检修计划，最大优化企业内部发电组合

一是要根据机组性能特性，合理安排机组的调峰幅度与频率。我国核电的建造始于20世纪80年代，已经经历了30多年时间，核电机组的技术各异，堆型种类多，机组的性能特性也有较大区别。其中现代压水堆核电机组已经具备比较优秀的调峰能力，但出于对机组安全运行的考虑，仍不宜频繁、快速、深度地参与电网调峰，应根据机组的性能特性，通过优化设计进行改造来弱化或消除机组参与调峰带来的不利影响，以适应电网调峰的需求。

大型压水堆核电机组可考虑采取“型压水堆核电机组可的时段方式参与中间负荷调峰，即在负荷高峰时满出力12 h，晚间负荷下降时用3 h线性减负荷，在低功率平台上维持运行6 h，最后在早间用3 h线性加负荷至满出力。这样安排出力比较符合电网负荷的变化趋势，核电机组加减出力速度也较小。实际参与调峰的深度和速度应由电网和核电厂双方根据情况折中确定。

二是要提前做好机组检修安排，有计划的参与电网季节性调峰。核电机组以检修的方式参与系统调峰对自身的经济性影响最小，也是最易实施的方式。在电力需求较少的月份，尽可能安排多的机组进行检修，而在电力需求较高的月份，尽可能少安排或不安排机组检修，通过合理安排核电机组检修来缓解电网的调峰压力。核电企业应当加强与电网沟通，提前做好核电机组的运行方式和检修管理。

三是在调度方式方面，由“一机一调”调整为“一企一调”，积极优化企业内部的发电组合。当前我国仍处于核电的快速发展阶段，核电企业内部机组型号、运行状况都有较大差别。而且核电检修周期也取决于核电换料周期、反应堆的设计和运行方式，以AP1000为例，采用18个月的换料方式，就难以避免夏季用电高峰期换料检修。因此，核电企业要积极寻求企业内部发电组合的最优化，确保机组安全运行，最大可能地提高企业经济效益。

结束语

目前我国核电发展仍处于上升阶段，随着核电装机规模的不断扩大，核电参与调峰成为趋势，核电企业应当充分重视参与调峰带来的影响，在电力改革的大背景下，解放思想，尽快建立销售平台，参与市场竞争，积极寻求核蓄联合一体化运营，尽可能保证核电机组带基荷安全运行，同时要借鉴国外核电参与调峰的先进经验，改进机组性能，优化企业内部发电组合，实现核电机组的安全运行与企业利益最大化。