核電企業(yè)如何主動適應電網(wǎng)調(diào)峰

(上海中核浦原有限公司,上海 200233)

當前，中國經(jīng)濟發(fā)展已進入中高速增長“新常態(tài)”，電力總體需求增速放緩，電力市場競爭不斷加大。隨著電力體制改革的不斷深入和核電發(fā)展規(guī)模的持續(xù)提升，核電作為電力產(chǎn)品的特殊性逐步減弱，市場化程度逐步提高。

另一方面，經(jīng)濟和能源結構的調(diào)整優(yōu)化使得電力負荷的峰谷差率仍在不斷加大，系統(tǒng)調(diào)峰能力卻難以有效保障，這給核電機組的電量消納帶來了極大壓力。參與調(diào)峰，正在成為中國核電企業(yè)需要面臨的重大難題之一，并可能在未來很長一段時間困擾核電企業(yè)，核電企業(yè)必須采取積極有效的措施，以應對電網(wǎng)調(diào)峰。

1 建立銷售平臺積極參與市場競爭

2015年3月，中共中央、國務院發(fā)布了“中發(fā)9號文”，就此拉開了新一輪電改序幕。本輪電改旨在為發(fā)電、售電實現(xiàn)市場定價打下基礎，電價由政府定價變?yōu)槭袌龈們r，交易模式由電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)售變?yōu)榘l(fā)電企業(yè)和用戶的雙邊交易、三方合同(發(fā)電公司、用戶和電網(wǎng))。在國家電改的大趨勢下，各省市正在不斷減少發(fā)電企業(yè)(包括核電企業(yè))的計劃性電量，增大市場化電量。

核電機組裝機容量大、運行可靠、但靈活性差，面對新一輪電改，核電企業(yè)應當迅速作出反應，順應改革大勢，盡快建立起自己的售電平臺(售電公司)，以市場化的思維，積極適應，在市場化競爭中占得先機。售電對于當前國內(nèi)核電廠屬于新業(yè)務，根據(jù)當前電力市場環(huán)境，并借鑒國外售電公司業(yè)務模式，核電企業(yè)成立的售電公司可以有三層定位：

一是專注于購售電業(yè)務。目前國內(nèi)核電企業(yè)售電工作的核心任務是“保電量”，想盡一切辦法把電賣出去，因此建議售電公司運作初期的定位以購售電業(yè)務為中心，并以銷售本企業(yè)的發(fā)電量為核心目標，做到發(fā)售一體化?，F(xiàn)階段到電力市場初期階段，售電公司的工作重點只有一個 想盡方法“跑客戶”， 要積極尋求與當?shù)卣?、大型企業(yè)建立穩(wěn)定的戰(zhàn)略合作關系，盡可能早、盡可能多的開發(fā)并鎖定優(yōu)質(zhì)客戶，確保電量儲備。

二是開展節(jié)能服務，即針對工商業(yè)用戶開展需求側能源管理技術服務。在考慮投入的前提下，迎合大客戶的長期需求，提供技術手段幫助用戶節(jié)能。開展需求側響應工作，與用戶簽訂用電計劃調(diào)整合同，針對通過工廠生產(chǎn)調(diào)整、迎峰度夏等而調(diào)整的負荷水平實施電費打折，根據(jù)負荷預測提前通知用戶調(diào)整生產(chǎn)流程，可以通過引入大數(shù)據(jù)/云計算平臺承包商，為用戶提供個性化的節(jié)能方案。在人力和技術投入不太大的前提下，有效地為用戶提供了節(jié)能服務，提高用戶黏性。

三是開展綜合能源服務。開展增量配電網(wǎng)服務，目前部分省市的電改方案已明確具有資質(zhì)的售電公司可以參與配電市場，從而打破電網(wǎng)公司在配電業(yè)務中的壟斷，同時可以與其他供水、供熱、供氣業(yè)務打捆，從網(wǎng)絡和用戶側切入，結合分布式新能源的開發(fā)、配備儲能系統(tǒng)，組建微電網(wǎng)甚至微能源網(wǎng)，開展綜合能源服務，提高電能整體利用效率。

2 積極尋求與抽蓄電站聯(lián)合運行

抽水蓄能電站可以在發(fā)電和耗電工況之間靈活轉(zhuǎn)換，具有卓越的調(diào)峰填谷作用。根據(jù)電網(wǎng)發(fā)展的需要，從20世紀80年代開始，我國加快了抽水蓄能電廠的建設，截至2018年底，我國運行抽蓄電廠裝機容量規(guī)模已居世界第一，達到2 849萬kW，在建機組容量3 871萬kW。隨著風電、光伏等新能源快速發(fā)展，可再生能源的存儲需求急劇增加，抽水蓄能電廠的綜合優(yōu)勢將很快突顯。國家中長期能源和電力規(guī)劃都要求加快抽水蓄能電廠建設，并明確“十三五”期間新開工抽水蓄能容量6 000萬kW左右，到2020年我國抽水蓄能運行容量將達到4 000萬kW。

核電與抽水蓄能電站聯(lián)合運行，可以有效跟蹤電網(wǎng)負荷，滿足電網(wǎng)調(diào)峰的需求[1]，同時又使得核電機組可以保持帶基荷運行，確保核電機組的安全運行，并顯著提高經(jīng)濟效益。

以浙江省某核電廠為例，可以對核電直接參與調(diào)峰以及核蓄聯(lián)合運行應對調(diào)峰兩種情況進行簡單的對比分析。浙江省2018年電網(wǎng)最高負荷為7 140萬kW，最低負荷為1 177萬kW，年峰谷差為5 963萬kW；2018年日峰谷差均值為1 796萬kW，日峰谷差百分比均值為34%，最大日峰谷差達到2 746萬kW。該核電廠一、二期工程的裝機容量為4×1 250 MW，單機額定運行的上網(wǎng)功率為1 117 MW。

1)核電直接參與調(diào)峰的情況，按照“照直接參與調(diào)峰的情的出力方式跟蹤日負荷曲線，如圖1所示。機組調(diào)峰深度取0.75，可以得到核電廠日上網(wǎng)電量為9 717.9萬kW·h，約為基荷運行日發(fā)電量的0.906倍。若考慮平均每年60天大修及非停時間，由于調(diào)峰導致少發(fā)的電量為301 590萬kW·h, 按照0.43元/kW·h電價計算，因此導致的利潤損失為129 683萬元。

圖1 核電機組直接參與調(diào)峰的運行模式Fig.1 Operation mode of nuclear power plantdirectly participating in peak regulation

2)核電抽蓄聯(lián)合運行參與調(diào)峰的情況，考慮三段制跟蹤模式，根據(jù)電網(wǎng)日負荷曲線曲線劃分為峰、平、谷三個時段，在每個時段內(nèi)，核電廠始終保持基荷運行，核蓄聯(lián)合運行的平均出力率與電網(wǎng)的平均負荷率保持一致，如圖2所示。

圖2 核蓄聯(lián)合運行參與調(diào)峰的運行模式Fig.2 Combined operation mode of nuclear plant plant withpumped storage power plant to participate in peak regulation

根據(jù)以上運行模式，可以得到以下的一組數(shù)據(jù)(見表1)，核蓄聯(lián)合運行日發(fā)電量為10 556.7萬kW·h，約為基荷運行發(fā)電量的0.984倍。同樣考慮平均每年60天大修及非停時間，核蓄聯(lián)合運行工況下由于調(diào)峰導致少發(fā)的電量為49 944萬kW·h, 按照0.43元/kW·h電價計算，由此導致的利潤損失為21 475.92萬元。

表1 核蓄聯(lián)合運行工況下的負荷跟蹤數(shù)據(jù)Table 1 Load tracking data under the condition ofnuclear power plant combined operation withpumped storage power plant (unit: kilowatt) (單位：萬kW)

因此，在同等假設條件下，相比核電機組直接參與調(diào)峰，核蓄聯(lián)合運行每年可以減少的利潤損失為108 207.08萬元。此外，由于在核蓄聯(lián)合運行工況下，核電機組始終保持基荷運行，相比核電機組直接參與調(diào)峰，對燃料及設備的損耗有效改善，由此減少的機組大修及非停時間還將創(chuàng)造巨大的經(jīng)濟效益。因此，通過此簡化模型的綜合計算，核蓄聯(lián)合運行每年可以創(chuàng)造的利潤要遠高于10億元。

通過核蓄聯(lián)合運行工況下的負荷跟蹤數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)，在滿足電網(wǎng)調(diào)峰的需求下，如果要保持核電廠一、二期工程4臺核電機組帶基荷運行，至少需要配套建成的抽水蓄能電廠容量為385 MW，若采用可逆式機組，則需要建成的抽蓄電站裝機容量為827 MW。根據(jù)相關研究報告，抽水蓄能電廠的單位千瓦靜態(tài)投資通常遠低于常規(guī)水電廠，與燃煤火電基本持平，參考已建成及在建的抽水蓄能電廠，建成4臺300 MW抽水蓄能機組的總投資約為50～80億元；另一方面，抽水蓄能電廠固定運行費率遠低于火電，一般為其投資的1.5%～2.5%。初步估算，即便不考慮抽蓄電廠與核電聯(lián)合運行外發(fā)電產(chǎn)生的額外效益，通過核蓄聯(lián)合運行，預計5～8年即可收回抽水蓄能電廠的投資成本。作為電力系統(tǒng)最可靠成熟的儲能裝置，抽水蓄能電廠的有效運行時間在50年以上，而且通過更換新設備還可以進一步延長發(fā)電壽命。

不難發(fā)現(xiàn)，核蓄機組聯(lián)合運行能夠很好的跟蹤電網(wǎng)負荷曲線，有效提高了核電機組的發(fā)電量，具有更好的經(jīng)濟性。此外，核蓄聯(lián)合運行還會帶來其他方面的社會效益及經(jīng)濟效益，比如說更有效的減少溫室氣體及毒素排放，及可能給電廠帶來更多的旅游經(jīng)濟效益等。因此，當下核電企業(yè)應當積極尋求參股、參建抽水蓄能電廠，收購中小型抽蓄電廠，如果能在這一方面取得突破，相信核電企業(yè)在參與電網(wǎng)調(diào)峰時可以從容面對。

3 優(yōu)化企業(yè)內(nèi)部發(fā)電組合

核能的和平利用至今已有60多年的歷史。如今核電與火電、水電并稱為世界三大電力供應支柱，核能發(fā)電約占全世界總發(fā)電量的16%，核電是當今世界上大規(guī)模可持續(xù)供應的主要能源之一。目前全世界范圍內(nèi)核電機組所占比重最大的國家為法國，其核電裝機容量占系統(tǒng)中電源總裝機的一半以上，核電占系統(tǒng)總發(fā)電量的80%左右。除法國外，美國、日本、加拿大及韓國等核電裝機比例均較高，核電占系統(tǒng)中的比例均達到或超過了15%。

3.1 美、日等國核電在系統(tǒng)調(diào)峰中的運行情況

雖然美國、日本、加拿大、韓國等核電所占系統(tǒng)比例均較高，但其電網(wǎng)中調(diào)峰電源配置較為充足，尤其是油、氣電裝機比重較大(其中日本超過45%，其他國家均達到30%左右)，極大程度上緩解了電網(wǎng)調(diào)峰壓力。同時由于實施了電力市場，在這些國家核電機組報價相對較低，因此電網(wǎng)的調(diào)峰任務主要由油、氣電及抽水蓄能電站承擔，核電機組基本處于基荷工作狀態(tài)，較少參與調(diào)峰。

3.2 法國核電機組參與調(diào)峰運行情況

法國與上述幾國不同，法國核電所占比例達80%左右，系統(tǒng)調(diào)峰電源配置有限，因此在經(jīng)過一系列技術改造之后，法國核電機組在20世紀90年代初正式參與電網(wǎng)調(diào)峰。

從設計角度，法國核電機組在前65%的燃料周期內(nèi)，具有較大的調(diào)峰能力，最低可降低出力至27%額定功率[2]，而在燃料周期的后期，調(diào)峰能力逐漸減弱。一個燃料周期內(nèi)機組調(diào)峰能力變化情況如圖3所示。

圖3 法國核電機組調(diào)峰性能[2]Fig.3 The peak performance ofFrench nuclear power plant [2]

雖然法國大多數(shù)核電機組均具備日調(diào)峰能力，但是出于對核電機組運行安全性、經(jīng)濟性方面的考慮，仍然首先將煤電、水電及氣電等作為優(yōu)先調(diào)峰的手段，盡可能保持核電機組的基荷運行[2]。并根據(jù)電網(wǎng)的需求，合理安排核電機組的檢修，參與電網(wǎng)調(diào)峰，圖4為某年法國核電機組的大修安排情況。

3.3 充分做好機組發(fā)電及檢修計劃，最大優(yōu)化企業(yè)內(nèi)部發(fā)電組合

一是要根據(jù)機組性能特性，合理安排機組的調(diào)峰幅度與頻率。我國核電的建造始于20世紀80年代，已經(jīng)經(jīng)歷了30多年時間，核電機組的技術各異，堆型種類多，機組的性能特性也有較大區(qū)別。其中現(xiàn)代壓水堆核電機組已經(jīng)具備比較優(yōu)秀的調(diào)峰能力，但出于對機組安全運行的考慮，仍不宜頻繁、快速、深度地參與電網(wǎng)調(diào)峰，應根據(jù)機組的性能特性，通過優(yōu)化設計進行改造來弱化或消除機組參與調(diào)峰帶來的不利影響，以適應電網(wǎng)調(diào)峰的需求。

大型壓水堆核電機組可考慮采取“型壓水堆核電機組可的時段方式參與中間負荷調(diào)峰，即在負荷高峰時滿出力12 h，晚間負荷下降時用3 h線性減負荷，在低功率平臺上維持運行6 h，最后在早間用3 h線性加負荷至滿出力。這樣安排出力比較符合電網(wǎng)負荷的變化趨勢，核電機組加減出力速度也較小。實際參與調(diào)峰的深度和速度應由電網(wǎng)和核電廠雙方根據(jù)情況折中確定。

二是要提前做好機組檢修安排，有計劃的參與電網(wǎng)季節(jié)性調(diào)峰。核電機組以檢修的方式參與系統(tǒng)調(diào)峰對自身的經(jīng)濟性影響最小，也是最易實施的方式。在電力需求較少的月份，盡可能安排多的機組進行檢修，而在電力需求較高的月份，盡可能少安排或不安排機組檢修，通過合理安排核電機組檢修來緩解電網(wǎng)的調(diào)峰壓力。核電企業(yè)應當加強與電網(wǎng)溝通，提前做好核電機組的運行方式和檢修管理。

三是在調(diào)度方式方面，由“一機一調(diào)”調(diào)整為“一企一調(diào)”，積極優(yōu)化企業(yè)內(nèi)部的發(fā)電組合。當前我國仍處于核電的快速發(fā)展階段，核電企業(yè)內(nèi)部機組型號、運行狀況都有較大差別。而且核電檢修周期也取決于核電換料周期、反應堆的設計和運行方式，以AP1000為例，采用18個月的換料方式，就難以避免夏季用電高峰期換料檢修。因此，核電企業(yè)要積極尋求企業(yè)內(nèi)部發(fā)電組合的最優(yōu)化，確保機組安全運行，最大可能地提高企業(yè)經(jīng)濟效益。

結束語

目前我國核電發(fā)展仍處于上升階段，隨著核電裝機規(guī)模的不斷擴大，核電參與調(diào)峰成為趨勢，核電企業(yè)應當充分重視參與調(diào)峰帶來的影響，在電力改革的大背景下，解放思想，盡快建立銷售平臺，參與市場競爭，積極尋求核蓄聯(lián)合一體化運營，盡可能保證核電機組帶基荷安全運行，同時要借鑒國外核電參與調(diào)峰的先進經(jīng)驗，改進機組性能，優(yōu)化企業(yè)內(nèi)部發(fā)電組合，實現(xiàn)核電機組的安全運行與企業(yè)利益最大化。