罗佑坤，钟鑫亮，辛 晟
(南方电网调峰调频发电有限公司，广东 广州 510630)
随着我国新型电力系统的构建，新能源、核电的比例逐渐加大，系统调峰难度不断增加。如核电参与调峰将导致其运行安全性面临较大风险，且严重影响核电站经济效益。抽水蓄能电站运行方式灵活，不同运行工况之间转换速度快，具有优良的调峰填谷性能，适用于调频、调相，稳定电网的电压和频率，是当前电力系统中技术最成熟、运行最稳定可靠的储能方式，但抽水蓄能电站存在投资成本高，利用小时数低，盈利困难的问题[1-2]。基于此，有必要探讨抽水蓄能配合核电机组运行的模式，一方面可保证核电机组稳定运行，提升核电机组的经济效益，另一方面又能充分发挥抽水蓄能电站优良的调峰填谷性能和工况转化能力，提高其利用效率[3-4]。
广东作为我国改革开放的先行者，在核电发展方面始终居于全国领先地位。国内目前投产运行的47台核电机组中，有14台在广东境内，其中大亚湾核电站2台机组，岭澳核电厂4台机组，阳江核电厂6台机组，台山核电厂2台机组。其中大亚湾核电站是国内大陆地区首座大型商业核电厂，也是中国大陆地区第一个完全采用海外技术和资本建造的商业核电厂[5]。
从核电装机总量来看，广东省核电装机总量为全国最多，截至2020年全国核电装机容量达5 800万kW，广东占1 600万kW，占核电装机总量的27.6%，预计到2025年广东省核电装机规模约为1 850万kW。
广东的核能事业由建设大亚湾核电站开始，从“以核养核，滚动发展”建设岭澳核电一期，再到开始兴建岭澳核电二期，以及进行阳江、台山、粤东、广东内陆等地核能项目的前期工作，经过了30多年探索与实践,为我国核能事业的起步和发展作出了积极贡献。现今，广东正在筹建的主要核电厂还有海丰核电、揭阳核电、韶关核电以及肇庆核电等。表1为广东省2020年1-12月核电站电力生产情况。
表1 2020年1-12月广东在运核电站电力生产情况统计
广东地区当前核电站投资及相关运行成本参数如下：①核电投资造价水平1.7万元/kW；
②项目资本金内部收益率取8%；
③天然铀燃耗22.8 mg/kWh；
④预提修理费1.5%，保险费率0.15%。
按上述参数测算得出核电站发电利用小时7 500～8 200 h左右时，其度电成本约为0.3～0.35元，远低于煤电、气电度电成本。在系统不存在调峰问题时，应尽量让核电带基荷运行。
广东核电站自运营以来，均以带基荷运行为主，电站年利用小时数较高(7 500～8 000 h左右)，仅在电力系统调峰存在严重困难的时期核电才参与调峰运行，如节假日或夏季台风期间。一般降至80%或76%运行，最低出力降至过50%左右(出现在2012年春节，通过插G棒形式实现，维持时间较短)。
2.1 核电参与调峰带来技术安全问题
核电调峰是通过移动控制棒和改变硼浓度来实现，两种调节方式互相配合，以使控制棒保持在合适的位置，从而保证反应堆轴向功率在要求的范围内。核电调峰技术安全问题主要包括：①最高调节速率不能超过3 MW/min；
②在核燃料寿期末，机组不具备调峰能力；
③核电机组功率变化时，反应堆裂变产生的毒物与机组功率相互影响，增加了反应堆功率畸变甚至燃料烧毁的风险；
④机组调峰增加对设备的应力冲击；
⑤在首个循环内，反应堆换料停堆或有燃料组件装卸操作后的停堆之后的重新启动期间，负荷变化速率受限(在功率从15%Pn～100%Pn的阶段，负荷速率必须限制在0.33 MW/min以内，Pn表示额定功率)。
广东已建的大亚湾核电、岭澳核电以及阳江核电等机组在设计阶段仅考虑了100%Pn出力情况。为满足调峰要求，经相关论证分析，这些核电机组可以运行在75%Pn。但是由于机组设计阶段未考虑压出力运行情况，频繁调节出力可能导致核电机组安全裕度大幅下降，影响反应堆安全，所以广东核电机组一般带基荷运行。
2.2 核电参与调峰带来环保问题
核电机组如参与调峰，需频繁变换功率运行，当功率增降时，需要改变硼浓度和冷却剂耗量，这将增加能耗，还会增加反应回路中废水的排放量。此外，核反应堆裂变产物由于会不停吸收中子，影响反应堆正常裂变反应，因此，在达到核燃料循环时间后，必须进行更换。目前，广东核电机组的燃料更换周期一般为12～18个月。在每个燃料周期，不管核电机组采用满功率、降功率或停机方式，到期后都需更换核燃料。如果核电参与调峰，在日常运行中频繁升降功率，将导致燃料棒不能充分燃烧以及增加核废料，增加核电运行成本。因此，为减少核燃料未充分燃烧带来的环保问题，核电站一般应满负荷运行。
2.3 核电参与调峰带来经济影响
与其他发电机组不同，核电机组的建设成本占总成本的65%～70%，而运行成本(燃料成本和运维成本)仅占30%。核电成本构成决定了其运行控制的原则，即机组在不受其他约束的情况下应尽可能多地发电。负载越低，机组热循环效率越低，功耗越高，经济效益越差。因此，从经济性的角度考虑，核电厂应作为基荷电厂运行。
基于核电、抽水蓄能机组的技术特性，为进一步提高两类电源的运行经济性，可考虑核电站与抽水蓄能电站开展联合运营。当负荷低谷时，核电机组保持满功率发电，多余电力提供给抽水蓄能电站抽水；
当负荷高峰时，除核电站满功率发电外，抽水蓄能电站也放水发电，保障负荷电力供应。联合运行期间，核电机组可始终保持恒功率安全稳定运行，由抽水蓄能机组来承担调峰任务，充分发挥两种电源的优势，保障电网运行安全，提高电网运行经济性。
3.1 核蓄联合运营模式
核电站和抽水蓄能电站联营模式的核心是依靠抽水蓄能电站优良的调节性能，保障核电站平稳出力，提高核电利用小时数，充分发挥核电站的经济效益。核蓄联营后功率曲线将尽可能与负荷曲线匹配，承担电力系统调峰义务。对核电而言，联营模式保障机组恒功率稳定运行，可有效提高其安全性和经济性；
对抽水蓄能而言，联营模式充分发挥了其动态效益，减轻其建设运营压力。
按照核蓄联营后功率曲线与负荷曲线匹配程度，核蓄联营模式可分为3类[6-7]：日负荷曲线模式(见图1)，即核蓄联合出力曲线完全匹配电网负荷曲线；
峰谷平运行模式(见图2)，即核蓄联营下的抽水蓄能机组在电网高峰负荷时期放水发电、在低谷负荷时段抽水蓄能、其余时段停机备用，抽水蓄能电站起到消峰填谷作用，联合出力功率曲线不考虑与电网日负荷曲线的匹配程度；
日负荷率模式(见图3)，只保证联合发电平均负荷率与日负荷曲线负荷率大致相同。
图1 日负荷曲线模式
图2 峰谷平运行模式
图3 日负荷率模式
3.2 运营效益分析
采用日负荷曲线模式，抽水蓄能电站功率需能连续调节，此种情况下，可能需要采用先进技术如安装可变速机组等，将会增加抽水蓄能电站的静态投资约10%～20%。按广东阳江抽水蓄能电站、梅州抽水蓄能电站静态投资约5 000元/kW测算，日负荷曲线模式下抽水蓄能机组建设成本约为5 500～6 000元/kW。采用峰谷平运行模式和日负荷率模式，抽水工况下功率不需连续调节，抽水蓄能电站的投资及运行成本可保持不变。
假设电网内平均上网电价取煤电为标杆电价0.42元/kWh，峰、平、谷三个时段电价比分别为1.6∶1∶0.5。根据上述条件测算得核蓄联营不同跟踪模式下内部收益率见表2。
表2 内部收益率 %
不联营模式下，核电年发电小时数按7 000 h计算，按平均上网电价计算收益，由表2可以得出，全投资财务内部收益率为8.72%，资本金财务内部收益率为9.52%，低于核蓄联营各模式。抽水蓄能年发电小时数按1 100 h计算，采用上述峰谷价差及平均上网电价计算其收益，独立运营时全投资财务内部收益率为4.49%，资本金财务内部收益率为8.02%，远低于核蓄联营各模式的收益水平。
联营模式下，对核电而言，三种模式下全投资收益率变化不大；
对抽水蓄能电站而言，采用日负荷曲线模式投资收益率最高，全投资效益最高可达9.32%，资本金收益率可达14.8%，充分体现了其优良的调节性能和经济价值。由于按日负荷曲线模式运行，抽水蓄能电站需要采用先进的变速调节机组，频繁变功率运行，且日运行方式也更加复杂。在实际运营中，应综合安全性和经济性两方面的因素，根据电力系统调峰需求，在上述三种联营模式中选择合适的运营模式。
3.3 政策可行性分析
根据国家能源局发布的《电力发展“十四五”规划(2020-2025年》，“十四五”期间将加强调峰能力建设，提升系统灵活性。抽水蓄能电站开工6 000万kW左右，新增投产1 700万kW左右，2025年装机达到8 000万kW左右。以广东为例，根据广东电力发展规划，预计2025年、2030年广东新能源装机将增长到5 770万kW、8 610万kW，占全省比例达26%、32%。同期广东电力负荷峰谷差将分别达到5 900万kW和7 000万kW。“十四五”、“十五五”期间，广东需分别新增抽水蓄能电站规模约500万kW、800万kW，才能有效保障全省电力供应、系统调峰和清洁能源消纳的总体要求。
国家发改委下发的《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》，提出“抽水蓄能电站目前以电网经营企业全资建设和管理为主，逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制，在具备条件的地区鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主，按国家规划和政策要求独立投资建设抽水蓄能电站”。国家将逐步放开投资主体，这为核蓄联营和独立投资建设抽水蓄能电站打开了政策窗口。
抽水蓄能电站在满足电力系统调峰、备用等需求之外，富余容量与核电企业联营，这样既能够避免核电降功率调峰，从而提升核电机组运行的安全性和经济性，也进一步发挥了抽水蓄能机组的作用和效益。联营模式下，核电企业由于超发电量获得额外收益，额外收益可与抽水蓄能电站按比例分配，抽水蓄能电站从核电企业获取一定的调节补偿费用，真正实现“谁受益，谁分担”的原则，也减轻了电网企业独立承担“容量费”的压力。核蓄联营模式将是促进核电和抽水蓄能电站健康发展的有效途径之一。
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