電網介紹
電網迫切需要一種經濟、高效的新能源。由於風電、太陽能發電、潮汐發電等各類新能源，至今尚未完全解決電力大規模生產及經濟性的問題，加 快發展核電成為解決中國電力供應問題的必然選擇。根據國家核電中長期發展規劃，到 2020年， 將新建30多台百萬kW級核電機組，核電總裝機 容量達到5800萬kW，在建3000萬kW。在未來一 段時間，核電將成為我國電網中的一種主要電源，並將占有越來越多的比重。
隨著電網負荷峰谷差的日益增大，電力系統調 峰形勢越來越嚴峻。由於核電在電網中比重的增長，電力系統對核電機組參與電網調峰的需求日益 增強。核電能否參與調峰運行，核電參與調峰運行 採用何種方式，對電網調峰平衡會帶來怎樣的影響 已成為需要高度關注的問題。同時新能源在電網中的併網容量增長迅速，各種電源間的聯合運行和協 調控制成為現代電網運行中的關鍵問題。核電機組與系統中其它調峰電源的聯合調峰運行、風光儲核聯合發電系統的協同調度和智慧型控制是未來核電參與電網運行的技術發展方向。
現狀
世界各國都對電網的調峰問題特別重視，從20世紀70年代起，美國、德國、法國、日本等國相繼實施了壓水堆、沸水堆、改進型熱中子堆等核 電堆型的負荷跟蹤試驗和實際運行。壓水堆40餘年的日負荷跟蹤運行經驗表明，日或周負荷跟蹤對燃料性能沒有不利的影響，一迴路冷卻劑的放射性濃度不會因為負荷跟蹤而上升，驗證了壓水堆的可靠性及日負荷跟蹤運行的可行性。
1、國外核電機組參與電網調峰情況
核電機組參與電網聯合調峰策略國外核電機組調峰運行實例見表。美國在20世紀70年代初就進行負荷跟蹤運行。美國西屋公司建造的多座壓水堆核電機組，已 具有很多日負荷跟蹤運行的實際成績，其中一個已 在連續4個換料周期內共進行了600次以上的日負荷跟蹤運行。在法國，核電機組參加電網各個階段的運行控制 包括一次控制、二次控制和三次控制)，有37台總計35770MW的核電機組參與電網的運行，占全網參與運行控制機組總容量的54%，其最大 可控的功率範圍為3940MW，約占全網可控功率範圍的30%。截止1987年已實施了2200次循環的 負荷跟蹤運行。
德國各電力公司在核電初創階段就曾計畫大幅度提高核電發電量，包括提高核電廠負荷跟蹤能力，從1982年開始到1991年止，PWR積累了2500次循環以上，BWR實施了1000次循環以上 的負荷跟蹤運行。有14台總計13878MW的核電機組參與電網的運行控制，占全網參與運行控制機 組總容量的24%，其最大的功率可控範圍為2780MW，約占全網可控功率範圍的15%。
日本在20世紀80年代已經開展了大量的功率範圍在100%(運行14h)～75%(運行8h)100%之間的日負荷跟蹤試驗，後來由於核電發展放緩，核電實施負荷跟蹤計畫被擱置，在新年假期這樣負荷極低的特殊時刻才會降功率運行。
2、我國核電的實際運行調峰情況
我國現有核電機組均建在東部或南部沿海發達地區，臨近負荷中心。由於華東電網和南方電網容量極大，核電裝機容量所占比重小，局部電力又常年短缺，核電站為儘可能提高電廠機組全年利用小 時數、發揮核電建設最大經濟效益，亦同時基於部 分核電廠和電網安全運行的多方面考慮，目前，除秦山一期、大亞灣、嶺澳一期核電機組在近兩年春節、國慶等特殊負荷日降負荷運行以參與調峰(其中秦山一期機組一般降功率至200MW運行， 大亞灣、嶺澳一期機組一般降至 760MW，也有降 至500MW的運行實例)外，其他核電機組無論堆 形和容量大小，均未參加電網的調峰。
然而，隨著核電在電網中比重的增長以及負荷峰谷差的日益增大，風、光等可再生能源的加入， 電力系統調峰形勢越來越嚴峻，國內許多單位已開 展了關於核電參與電網調峰的可行性研究，在理論分析上，山東核電有限公司研究分析了我國大容量 壓水堆核電站參與電網中間負荷調峰的必要性與可 行性，同時也指出核電參與調峰對機組安全性和電 站經濟性的影響;湖北省電力研究院分析了三代壓水堆核電機組的調峰能力以及可能存在的問題;西南電力設計院對大容量核電機組接入川渝電 網適應性及參與系統調峰做了相關研究，指出大容 量核電機組可根據實際電網的需要，實時承擔系統 部分的調峰任務;廣東電網公司研究指出省核心電機組在設計上均具有日負荷跟蹤能力，可以按 照“12－3－6－3”模式參與調峰。
方式分析
各類機組調峰能力分析第二代核電站中的壓水堆是全球核電發展的技術主流 (約占80%)。我國現有和在建的核電機組除秦山三期外均為壓水堆，因此，僅介紹壓水堆機組的調峰能力。
a． 原型堆機組調峰能力
原型堆機組的負荷跟蹤能力較差，主要通過長期低功率運行的方式參與調峰。
b． A 模式壓水堆機組調峰能力
該模式要求反應堆在滿功率或接近滿功率水平下穩定運行，反應堆功率調節主要靠調節可溶硼濃度來實現。但考慮到反應堆可能出現快速升降功率運行，僅靠調節硼濃度來改變功率水平不夠，因此，該模式又具有一定的控制棒調節功率的能力。設計要求在80% 循環壽期內能進行功率變化形式為“12 － 3 － 6 － 3” 的日負荷跟蹤，即在負荷高峰時帶12 h 滿出力，晚間負荷下降時用3 h 線性減負荷，在低功率平台上( 一般為50% FP ( 滿功率) ) 上運行6 h，最後在早間用3h 線性加負荷至滿出力。此外，還具有5% FP / min 的線性功率變化及10% FP 階躍功率變化的調節能力。
c． G 模式壓水堆機組調峰能力
採用“G 模式”的核電站，設計要求在前80% 的循環壽期內具有日負荷跟蹤能力，可以按照“12 － 3 － 6－ 3”模式參與調峰，最低運行功率為30% FP。相比A模式，G 模式機組還可以進行“16 － 8”的快速日負荷跟蹤。此外，還可在50% FP、75% FP 兩種功率平台上進行長期低功率運行。我國自主研發的二代加CPR1000核電技術即採用G 模式。
d． EPR 機組調峰能力
EPR 機組具有較強的日負荷跟蹤能力。在前90% 循環壽期內，核電機組能按如下方式進行日負荷跟蹤: 從滿功率開始，在2 h 內功率降至50% ，在低功率平台上運行2 ～ 10 h，然後在2 h 內升至滿功率; 在80% 循環壽期內，還可以按上述模式將功率降至25% 運行。此外，EPR 還具有長期低功率運行的能力，機組出力在25% 額定功率及以上時，可以長期低功率運行，不受功率水平及運行周期限制。台山核電站首期工程為2 台EPR 型壓水堆核電機組。
e． AP1000 機組調峰能力
AP1000 機組基本通過灰棒來控制反應，調節功率，以適應電網負荷變化，代替過去用改變冷卻水的硼濃度來跟蹤負荷的方法，減少了廢水量。在前90% 循環壽期內，核電機組能按如下方式進行日負荷跟蹤: 在滿功率運行10 ～ 18 h，然後2 h 內線性變化至50% FP，在50% 功率平台上運行2 ～10 h，然後在2 h 內線性升至滿功率。在長期低功率運行方面，AP1000 與EPR 相當。三門核電站採用的即為AP1000 核電技術，該堆型為西屋公司設計的3 代核電堆型。
2、核電機組參與電網調峰方式分析
核電一旦被要求參與調峰，不僅對機組的安全運行帶來挑戰，同時也將對其經濟性產生較大影響。為緩解系統調峰壓力，核電機組通常採取以下3 種方式參與調峰。
a． 合理安排核電站換料大修時間
在運轉一個發電循環後，核電機組將停機，並用新燃料組件替換乏燃料組件。核電站均利用這一換料的時間視窗，對機組進行換料大修，以維持、改善設備的運行特性，保證機組在下一發電循環運行的安全穩定性。核電以換料大修的方式參與系統調峰對自身的經濟性影響最小，最易實施，是現行調度冬季調峰常用的手段。
b． 跟蹤負荷調峰
現代壓水堆核電機組具備跟蹤負荷調峰能力，調峰深度與速度需要根據負荷情況及核電機組自身安全等因素綜合考慮。
c． 極端日壓出力運行
在系統可調電源日益減少的情況下，隨著系統峰谷差率的日益增大，調峰需求越來越大。如果核電不能參與負荷跟蹤調峰，則需要降出力運行以提高水電、火電等可調電源的開機容量，增加系統的調峰能力。
運行模式
現代電網中存在多種電源，電源之間在運行特性上具有互補性。依據各電源的運行特性，綜合考慮各電源的運行約束和系統的安全約束，以電網的安全經濟運行為目標，可以通過最佳化方法來確定各電源聯合調峰的運行模式和協調控制策略。
核電機組參與電網聯合調峰策略1、核電機組直接參與日負荷調峰的運行模式考慮到核電自身安全，以及核電機組的調峰速度與深度限制，壓水堆核電機組一般採取“12 － 3－ 6 － 3”的日負荷跟蹤模式，如圖所示。
圖1所示的核電機組出力方式較好的跟蹤了日負荷率曲線，比較符合電網負荷的變化趨勢，調峰的深度與調峰速率符合核電機組自身約束，實際調峰時應以核電廠的實際運行情況為參考，確定調峰的深度與速度。採用“G 模式” 的2 代機組及後續新一代各類核電機組，可具備更好的調峰特性( 比如可進行“16 － 8” 的快速日負荷跟蹤) ，可根據電網實際負荷情況，考慮核電自身安全及設計要求限制，進行不同模式的調峰運行，保證電網及核電站自身的安全、穩定、經濟運行。
2、核電與水火電聯合調峰問題研究
水、火、核電協調與聯合最佳化運行是國內外近幾年的熱點問題。傳統的水火電聯合短期最佳化運行模型一般是簡單的以系統運行費用最低為目標函式，來確定一定時間段內水、火電機組的聯合發電計畫。而現代引入核電後的多種能源結構的聯合電源規劃問題則轉化為一個維數高、非線性、約束條件多的多目標最佳化問題，它所考慮的因素更多，一般包括系統負荷需求、旋轉備用，機組出力特性的非線性，機組開停機頻率與持續時間，流量、出力和蓄水約束、專家和決策者意見等，是一個大規模、混合整數最佳化問題。針對我國電網運行中的調峰問題，關於水火電聯合調峰已經做了很多研究。核電具有較大的調峰容量，但其調峰深度和速度受到安全性和經濟性的影響，不適宜做頻繁的出力調節，但可以按照“12 － 3 － 6 － 3” 的方式參與電網日負荷調峰。
核電調峰成本低於燃煤開停與水電棄水調峰，因此在合理安排水電調峰與火電深度調峰後仍無法滿足系統調峰平衡時需要調用核電的調峰容量，為避免燃煤開停與水電棄水調峰，保證火電出力平穩，需要核電採取適當的調峰深度進行調峰。綜合考慮各類機組運行要求以及其它複雜約束，可建立核電與水火電聯合調峰的最佳化模型，保證電網安全穩定運行，提高經濟性。
運行問題研究
1、核電與抽水蓄能聯合調峰
抽水蓄能機組具有2 大特性:
一是可以在發電與耗電工況之間靈活轉換，用於電力系統削峰填谷;
二是機組啟動迅速，運行靈活、可靠，能快速回響電網負荷的變化。
核電與抽水蓄能電站聯合運行的三種模式: 完全跟蹤模式、三段制跟蹤模式和不完全跟蹤模式，核電與抽水蓄能機組聯合運行可很好地滿足電網調峰的要求，並能保證核電機組帶基荷安全運行，具有較高的經濟性。
2、核電與風光儲聯合運行
目前，對風電、光伏發電以及儲能技術的研究已有很多。不同於常規電源，風電、光伏發電都具有隨機性、波動性和間歇性的特點，再加上其預測、調度和控制上的技術瓶頸，使其獨立發電特性和源網協調性與常規電源相比仍有較大的差別。當風電、光伏發電等大型可再生能源接入電力系統後，傳統機組的爬坡速率往往不能滿足可再生能源帶來的大幅度、短時的功率波動要求。
核電本身具有較好的調峰特性，風電場與光伏電站又具有一定的互補特性，聯合運行可促進新能源的集約化開發和利用，風光儲核的聯合運行將有效削弱風電、光伏發電帶來的功率波動，減輕電網調峰的困難與壓力。
若某地區電源含有核電、風電、光伏發電，儲能電站四類電源。白天風電發電量通常較小，而光伏發電量較大，為保證光伏滿髮帶基荷運行，則核電應該根據光伏發電的變化進行調整出力，在光伏發電量大時適當降出力運行，在負荷低谷時儲能電站進行儲能，聯合出力跟蹤電網負荷; 夜間光伏電站不發電，但風電充足且波動較大，為保證風電滿髮帶基荷運行，核電則需要根據風電出力變化調整自身出力，儲能電站根據負荷情況進行儲能或者發電，聯合出力跟蹤電網負荷。
研究風光儲核的協調運行和互動調度機制，有利於改善新能源發電給電力系統帶來的穩定性和經濟性的影響，最佳化電源結構。在前有研究基礎上，可實現核電與風光儲聯合發電監控系統的設計、風光儲核的線上功率與電壓控制。通過核電與風光儲聯合發電系統的協調調度，可有效減小新能源發電對電力系統的衝擊和影響，提高電力系統運行的穩定性和經濟性，破解大規模新能源併網運行的技術瓶頸，提高電網對大規模新能源的接納能力。
意義
為了應對氣候變化，當前我國正大力發展非化石能源，包括核電、水電、風電、光伏發電以及生物質能發電等，未來非化石能源的比重會越來越大，必須考慮讓核電機組參與電網調峰運行。核電調峰對於最佳化電源結構，加快非化石能源替代化石能源均具有不可代替的作用。核電機組具有較大的調峰深度與調峰容量，能夠輔助完成電網的調峰需求，其調峰效益主要包括:
a． 有利於提高電力系統運行的安全裕度與調度柔性，更好地適應各種不確定性因素的影響;
b． 有利於降低火電調峰壓力，減少火電開停機，並減少高成本的燃氣、燃油發電，降低電力系統運行成本;
c． 有利於提高風電、光伏發電等清潔能源的接入規模與利用效率。
