廣東抽水蓄能電站與核電聯(lián)營模式及效益研究

羅佑坤，鐘鑫亮，辛 晟

(南方電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻發(fā)電有限公司，廣東 廣州 510630)

隨著我國新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建，新能源、核電的比例逐漸加大，系統(tǒng)調(diào)峰難度不斷增加。如核電參與調(diào)峰將導(dǎo)致其運(yùn)行安全性面臨較大風(fēng)險，且嚴(yán)重影響核電站經(jīng)濟(jì)效益。抽水蓄能電站運(yùn)行方式靈活，不同運(yùn)行工況之間轉(zhuǎn)換速度快，具有優(yōu)良的調(diào)峰填谷性能，適用于調(diào)頻、調(diào)相，穩(wěn)定電網(wǎng)的電壓和頻率，是當(dāng)前電力系統(tǒng)中技術(shù)最成熟、運(yùn)行最穩(wěn)定可靠的儲能方式，但抽水蓄能電站存在投資成本高，利用小時數(shù)低，盈利困難的問題[1-2]?；诖?，有必要探討抽水蓄能配合核電機(jī)組運(yùn)行的模式，一方面可保證核電機(jī)組穩(wěn)定運(yùn)行，提升核電機(jī)組的經(jīng)濟(jì)效益，另一方面又能充分發(fā)揮抽水蓄能電站優(yōu)良的調(diào)峰填谷性能和工況轉(zhuǎn)化能力，提高其利用效率[3-4]。

1 廣東核電發(fā)展情況

廣東作為我國改革開放的先行者，在核電發(fā)展方面始終居于全國領(lǐng)先地位。國內(nèi)目前投產(chǎn)運(yùn)行的47臺核電機(jī)組中，有14臺在廣東境內(nèi)，其中大亞灣核電站2臺機(jī)組，嶺澳核電廠4臺機(jī)組，陽江核電廠6臺機(jī)組，臺山核電廠2臺機(jī)組。其中大亞灣核電站是國內(nèi)大陸地區(qū)首座大型商業(yè)核電廠，也是中國大陸地區(qū)第一個完全采用海外技術(shù)和資本建造的商業(yè)核電廠[5]。

從核電裝機(jī)總量來看，廣東省核電裝機(jī)總量為全國最多，截至2020年全國核電裝機(jī)容量達(dá)5 800萬kW，廣東占1 600萬kW，占核電裝機(jī)總量的27.6%，預(yù)計(jì)到2025年廣東省核電裝機(jī)規(guī)模約為1 850萬kW。

廣東的核能事業(yè)由建設(shè)大亞灣核電站開始，從“以核養(yǎng)核，滾動發(fā)展”建設(shè)嶺澳核電一期，再到開始興建嶺澳核電二期，以及進(jìn)行陽江、臺山、粵東、廣東內(nèi)陸等地核能項(xiàng)目的前期工作，經(jīng)過了30多年探索與實(shí)踐,為我國核能事業(yè)的起步和發(fā)展作出了積極貢獻(xiàn)。現(xiàn)今，廣東正在籌建的主要核電廠還有海豐核電、揭陽核電、韶關(guān)核電以及肇慶核電等。表1為廣東省2020年1-12月核電站電力生產(chǎn)情況。

表1 2020年1-12月廣東在運(yùn)核電站電力生產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)

廣東地區(qū)當(dāng)前核電站投資及相關(guān)運(yùn)行成本參數(shù)如下：①核電投資造價水平1.7萬元/kW；②項(xiàng)目資本金內(nèi)部收益率取8%；③天然鈾燃耗22.8 mg/kWh；④預(yù)提修理費(fèi)1.5%，保險費(fèi)率0.15%。

按上述參數(shù)測算得出核電站發(fā)電利用小時7 500～8 200 h左右時，其度電成本約為0.3～0.35元，遠(yuǎn)低于煤電、氣電度電成本。在系統(tǒng)不存在調(diào)峰問題時，應(yīng)盡量讓核電帶基荷運(yùn)行。

2 核電機(jī)組參與調(diào)峰的影響

廣東核電站自運(yùn)營以來，均以帶基荷運(yùn)行為主，電站年利用小時數(shù)較高(7 500～8 000 h左右)，僅在電力系統(tǒng)調(diào)峰存在嚴(yán)重困難的時期核電才參與調(diào)峰運(yùn)行，如節(jié)假日或夏季臺風(fēng)期間。一般降至80%或76%運(yùn)行，最低出力降至過50%左右(出現(xiàn)在2012年春節(jié)，通過插G棒形式實(shí)現(xiàn)，維持時間較短)。

2.1 核電參與調(diào)峰帶來技術(shù)安全問題

核電調(diào)峰是通過移動控制棒和改變硼濃度來實(shí)現(xiàn)，兩種調(diào)節(jié)方式互相配合，以使控制棒保持在合適的位置，從而保證反應(yīng)堆軸向功率在要求的范圍內(nèi)。核電調(diào)峰技術(shù)安全問題主要包括：①最高調(diào)節(jié)速率不能超過3 MW/min；②在核燃料壽期末，機(jī)組不具備調(diào)峰能力；③核電機(jī)組功率變化時，反應(yīng)堆裂變產(chǎn)生的毒物與機(jī)組功率相互影響，增加了反應(yīng)堆功率畸變甚至燃料燒毀的風(fēng)險；④機(jī)組調(diào)峰增加對設(shè)備的應(yīng)力沖擊；⑤在首個循環(huán)內(nèi)，反應(yīng)堆換料停堆或有燃料組件裝卸操作后的停堆之后的重新啟動期間，負(fù)荷變化速率受限(在功率從15%Pn～100%Pn的階段，負(fù)荷速率必須限制在0.33 MW/min以內(nèi)，Pn表示額定功率)。

廣東已建的大亞灣核電、嶺澳核電以及陽江核電等機(jī)組在設(shè)計(jì)階段僅考慮了100%Pn出力情況。為滿足調(diào)峰要求，經(jīng)相關(guān)論證分析，這些核電機(jī)組可以運(yùn)行在75%Pn。但是由于機(jī)組設(shè)計(jì)階段未考慮壓出力運(yùn)行情況，頻繁調(diào)節(jié)出力可能導(dǎo)致核電機(jī)組安全裕度大幅下降，影響反應(yīng)堆安全，所以廣東核電機(jī)組一般帶基荷運(yùn)行。

2.2 核電參與調(diào)峰帶來環(huán)保問題

核電機(jī)組如參與調(diào)峰，需頻繁變換功率運(yùn)行，當(dāng)功率增降時，需要改變硼濃度和冷卻劑耗量，這將增加能耗，還會增加反應(yīng)回路中廢水的排放量。此外，核反應(yīng)堆裂變產(chǎn)物由于會不停吸收中子，影響反應(yīng)堆正常裂變反應(yīng)，因此，在達(dá)到核燃料循環(huán)時間后，必須進(jìn)行更換。目前，廣東核電機(jī)組的燃料更換周期一般為12～18個月。在每個燃料周期，不管核電機(jī)組采用滿功率、降功率或停機(jī)方式，到期后都需更換核燃料。如果核電參與調(diào)峰，在日常運(yùn)行中頻繁升降功率，將導(dǎo)致燃料棒不能充分燃燒以及增加核廢料，增加核電運(yùn)行成本。因此，為減少核燃料未充分燃燒帶來的環(huán)保問題，核電站一般應(yīng)滿負(fù)荷運(yùn)行。

2.3 核電參與調(diào)峰帶來經(jīng)濟(jì)影響

與其他發(fā)電機(jī)組不同，核電機(jī)組的建設(shè)成本占總成本的65%～70%，而運(yùn)行成本(燃料成本和運(yùn)維成本)僅占30%。核電成本構(gòu)成決定了其運(yùn)行控制的原則，即機(jī)組在不受其他約束的情況下應(yīng)盡可能多地發(fā)電。負(fù)載越低，機(jī)組熱循環(huán)效率越低，功耗越高，經(jīng)濟(jì)效益越差。因此，從經(jīng)濟(jì)性的角度考慮，核電廠應(yīng)作為基荷電廠運(yùn)行。

3 核電與抽蓄聯(lián)營模式

基于核電、抽水蓄能機(jī)組的技術(shù)特性，為進(jìn)一步提高兩類電源的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性，可考慮核電站與抽水蓄能電站開展聯(lián)合運(yùn)營。當(dāng)負(fù)荷低谷時，核電機(jī)組保持滿功率發(fā)電，多余電力提供給抽水蓄能電站抽水；當(dāng)負(fù)荷高峰時，除核電站滿功率發(fā)電外，抽水蓄能電站也放水發(fā)電，保障負(fù)荷電力供應(yīng)。聯(lián)合運(yùn)行期間，核電機(jī)組可始終保持恒功率安全穩(wěn)定運(yùn)行，由抽水蓄能機(jī)組來承擔(dān)調(diào)峰任務(wù)，充分發(fā)揮兩種電源的優(yōu)勢，保障電網(wǎng)運(yùn)行安全，提高電網(wǎng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。

3.1 核蓄聯(lián)合運(yùn)營模式

核電站和抽水蓄能電站聯(lián)營模式的核心是依靠抽水蓄能電站優(yōu)良的調(diào)節(jié)性能，保障核電站平穩(wěn)出力，提高核電利用小時數(shù)，充分發(fā)揮核電站的經(jīng)濟(jì)效益。核蓄聯(lián)營后功率曲線將盡可能與負(fù)荷曲線匹配，承擔(dān)電力系統(tǒng)調(diào)峰義務(wù)。對核電而言，聯(lián)營模式保障機(jī)組恒功率穩(wěn)定運(yùn)行，可有效提高其安全性和經(jīng)濟(jì)性；對抽水蓄能而言，聯(lián)營模式充分發(fā)揮了其動態(tài)效益，減輕其建設(shè)運(yùn)營壓力。

按照核蓄聯(lián)營后功率曲線與負(fù)荷曲線匹配程度，核蓄聯(lián)營模式可分為3類[6-7]：日負(fù)荷曲線模式(見圖1)，即核蓄聯(lián)合出力曲線完全匹配電網(wǎng)負(fù)荷曲線；峰谷平運(yùn)行模式(見圖2)，即核蓄聯(lián)營下的抽水蓄能機(jī)組在電網(wǎng)高峰負(fù)荷時期放水發(fā)電、在低谷負(fù)荷時段抽水蓄能、其余時段停機(jī)備用，抽水蓄能電站起到消峰填谷作用，聯(lián)合出力功率曲線不考慮與電網(wǎng)日負(fù)荷曲線的匹配程度；日負(fù)荷率模式(見圖3)，只保證聯(lián)合發(fā)電平均負(fù)荷率與日負(fù)荷曲線負(fù)荷率大致相同。

圖1 日負(fù)荷曲線模式

圖2 峰谷平運(yùn)行模式

圖3 日負(fù)荷率模式

3.2 運(yùn)營效益分析

采用日負(fù)荷曲線模式，抽水蓄能電站功率需能連續(xù)調(diào)節(jié)，此種情況下，可能需要采用先進(jìn)技術(shù)如安裝可變速機(jī)組等，將會增加抽水蓄能電站的靜態(tài)投資約10%～20%。按廣東陽江抽水蓄能電站、梅州抽水蓄能電站靜態(tài)投資約5 000元/kW測算，日負(fù)荷曲線模式下抽水蓄能機(jī)組建設(shè)成本約為5 500～6 000元/kW。采用峰谷平運(yùn)行模式和日負(fù)荷率模式，抽水工況下功率不需連續(xù)調(diào)節(jié)，抽水蓄能電站的投資及運(yùn)行成本可保持不變。

假設(shè)電網(wǎng)內(nèi)平均上網(wǎng)電價取煤電為標(biāo)桿電價0.42元/kWh，峰、平、谷三個時段電價比分別為1.6∶1∶0.5。根據(jù)上述條件測算得核蓄聯(lián)營不同跟蹤模式下內(nèi)部收益率見表2。

表2 內(nèi)部收益率 %

不聯(lián)營模式下，核電年發(fā)電小時數(shù)按7 000 h計(jì)算，按平均上網(wǎng)電價計(jì)算收益，由表2可以得出，全投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為8.72%，資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為9.52%，低于核蓄聯(lián)營各模式。抽水蓄能年發(fā)電小時數(shù)按1 100 h計(jì)算，采用上述峰谷價差及平均上網(wǎng)電價計(jì)算其收益，獨(dú)立運(yùn)營時全投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為4.49%，資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為8.02%，遠(yuǎn)低于核蓄聯(lián)營各模式的收益水平。

聯(lián)營模式下，對核電而言，三種模式下全投資收益率變化不大；對抽水蓄能電站而言，采用日負(fù)荷曲線模式投資收益率最高，全投資效益最高可達(dá)9.32%，資本金收益率可達(dá)14.8%，充分體現(xiàn)了其優(yōu)良的調(diào)節(jié)性能和經(jīng)濟(jì)價值。由于按日負(fù)荷曲線模式運(yùn)行，抽水蓄能電站需要采用先進(jìn)的變速調(diào)節(jié)機(jī)組，頻繁變功率運(yùn)行，且日運(yùn)行方式也更加復(fù)雜。在實(shí)際運(yùn)營中，應(yīng)綜合安全性和經(jīng)濟(jì)性兩方面的因素，根據(jù)電力系統(tǒng)調(diào)峰需求，在上述三種聯(lián)營模式中選擇合適的運(yùn)營模式。

3.3 政策可行性分析

根據(jù)國家能源局發(fā)布的《電力發(fā)展“十四五”規(guī)劃(2020-2025年》，“十四五”期間將加強(qiáng)調(diào)峰能力建設(shè)，提升系統(tǒng)靈活性。抽水蓄能電站開工6 000萬kW左右，新增投產(chǎn)1 700萬kW左右，2025年裝機(jī)達(dá)到8 000萬kW左右。以廣東為例，根據(jù)廣東電力發(fā)展規(guī)劃，預(yù)計(jì)2025年、2030年廣東新能源裝機(jī)將增長到5 770萬kW、8 610萬kW，占全省比例達(dá)26%、32%。同期廣東電力負(fù)荷峰谷差將分別達(dá)到5 900萬kW和7 000萬kW?！笆奈濉薄ⅰ笆逦濉逼陂g，廣東需分別新增抽水蓄能電站規(guī)模約500萬kW、800萬kW，才能有效保障全省電力供應(yīng)、系統(tǒng)調(diào)峰和清潔能源消納的總體要求。

國家發(fā)改委下發(fā)的《關(guān)于促進(jìn)抽水蓄能電站健康有序發(fā)展有關(guān)問題的意見》，提出“抽水蓄能電站目前以電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)全資建設(shè)和管理為主，逐步建立引入社會資本的多元市場化投資體制機(jī)制，在具備條件的地區(qū)鼓勵采用招標(biāo)、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項(xiàng)目業(yè)主，按國家規(guī)劃和政策要求獨(dú)立投資建設(shè)抽水蓄能電站”。國家將逐步放開投資主體，這為核蓄聯(lián)營和獨(dú)立投資建設(shè)抽水蓄能電站打開了政策窗口。

4 結(jié) 語

抽水蓄能電站在滿足電力系統(tǒng)調(diào)峰、備用等需求之外，富余容量與核電企業(yè)聯(lián)營，這樣既能夠避免核電降功率調(diào)峰，從而提升核電機(jī)組運(yùn)行的安全性和經(jīng)濟(jì)性，也進(jìn)一步發(fā)揮了抽水蓄能機(jī)組的作用和效益。聯(lián)營模式下，核電企業(yè)由于超發(fā)電量獲得額外收益，額外收益可與抽水蓄能電站按比例分配，抽水蓄能電站從核電企業(yè)獲取一定的調(diào)節(jié)補(bǔ)償費(fèi)用，真正實(shí)現(xiàn)“誰受益，誰分擔(dān)”的原則，也減輕了電網(wǎng)企業(yè)獨(dú)立承擔(dān)“容量費(fèi)”的壓力。核蓄聯(lián)營模式將是促進(jìn)核電和抽水蓄能電站健康發(fā)展的有效途徑之一。