我国核电发展，一方面带动了相关行业的发展，提供了更多可靠的清洁电力，另一方面也给部分核电装机大省和核电装机容量增长较快地区的电网带来了较大的调峰压力。随着我国可再生能源和核电在电力系统的比例不断提高，核电参与电力系统调峰的需要越来越迫切。为此，深入调研国内外核电调峰的实践情况，加强利弊分析，研究实施适合我国国情的核电参与调峰的策略十分重要。
国外核电参与调峰情况
纵观国际，核电起步较早的国家，如美国、法国、俄罗斯、韩国等，都具有丰富的核电调峰经验。尤其是法国，其核电已有30余年参与电网调峰的运行经验。法国的实践验证了压水堆参与调峰的可靠性及日负荷跟踪运行的可行性，值得我国学习和借鉴。
法国作为世界上核电装机比例最大的国家，其电网中核电装机比例超过50％，发电量比例超过75％。而调峰电源，如燃气/油发电、水电、煤电发电量占比较小，2015年分别约为4%、11%和2%；调峰特性较差的电源，如风/光发电，发电量占比5%左右。另外，相较于欧洲其他国家，法国电网负荷特性起伏相对较大。其电源结构和负荷特性决定了法国核电厂是电网调峰运行的主力。尽管法国58 台核电机组大部分都具备日负荷跟踪的调峰能力，但基于安全、经济等方面的考量，一般不采取日负荷跟踪调峰，仍将煤电、气电、油电、水电等作为优先调峰的手段，有选择性地限定20多台核电机组不参与任何形式的调峰。当电网其他可调容量用尽后才允许核电参与电网季节性调峰。
法国核电调峰运行经验丰富，除了大力提高核电机组调节发电功率、适应电力系统负荷变化能力及负荷跟踪的运行灵活性以外，在核电运行管理方面也有很多值得借鉴之处。
一是通过大修组合方式参与季节性调峰。法国电力系统执行的是核电5年检修计划，即首先安排好5年内的核电检修计划，然后在此基础上每年度再安排水电、火电机组的检修计划。由于法国用电量受季节变化影响较大，因此，在不同的季节安排的检修机组数量也是不同的。对于用电负荷最大的12月、1月，一般只安排2～6台机组进行大修；对于用电负荷较小的6月～8月，一般会安排10～12台机组大修或换料。
二是重视需求侧管理。每年设置22天避峰日，提前一天通知用户。法国避峰电价很高，是平日电价的3～4倍。法国充分采取峰谷电价实现调峰目的，峰时段16小时，谷时段8小时，峰谷电价差约30%～50%，峰谷比为3～4倍。
三是做好小修与电网周调峰的协调。在用电负荷最小的周末，法国有时会停掉一台核电机组进行计划性小修，这既满足了机组的维修要求，同时也满足了电网的调峰需求。
法国的调度次序为径流式水电、核电、常规火电、库容水电、抽水蓄能发电，以径流式水电、核电作为基荷电源，以常规火电作为腰荷电源，库容水电、抽水蓄能作为峰荷电源。调度次序是按照电源发电成本来考虑的，径流式水电和核电的发电成本最低，煤电及其他火电发电成本其次、库容水电、抽水蓄能发电成本最高。
除法国外，国际上，核电占电网总装机容量比重较大的国家，核电机组往往也要适当地满足电网调峰的要求。这些国家，根据能源结构的不同，大致可分为四类。
第一类为核电发电比重较大，同时燃油燃气发电比重也较大。如比利时、韩国、英国、美国和俄罗斯。这些国家2015年核电发电比重分别约为38%、30%、21%、20%和17%，而燃油燃气发电比重分别约为31%、57%、30%、34%和50%。这些国家或天然气资源丰富，如俄罗斯和美国；或对生态环境保护有更高的要求，如比利时和韩国。由于油/气电是优质调峰电源，因此在这些国家核电、煤电机组主要承担基荷，油/气电承担电网的腰荷和峰荷。
第二类为核电发电比重较大，同时水电发电比重很大，如加拿大。该国核电和水电2015年发电占比分别约为16%和60%。网中参与调峰的电源主要是水电，核电由于均为重水堆，机组本身调节性能较差，因此较少参与调峰，仅在电网调峰极困难的时候适当降低出力。
第三类为核电和煤电比重均较大，水电和油/气电发电比重均较小，如德国。该国核电、煤电、水电和油/气电发电比重分别约为14%、43%、4%和9%。由于德国的弃核政策使德国风电装机容量迅速增加，风/光发电量占比已达到19%，加大了核电机组参与电网调峰的需求。
第四类为核电和风/光发电占比较大，水电、煤电和油/气电发电比重均不大，如西班牙。该国核电、风/光发电、水电、煤电和油/气电发电比重分别为20%、24%、15%、16%和22%。由于风力发电波动性、反调峰特性，加上核电基荷运行的需求，西班牙主要依赖油/气电发电和抽水蓄能作为调峰电源。
就电力系统建设和运行而言，核电参与调峰有利于提高电力系统运行的安全裕度与调度柔性，更好地适应各种不确定性因素的影响；有利于减少火电开停机，并减少高成本的燃气、燃油发电，降低系统运行成本；有利于提高风电等清洁能源的接入规模与利用效率。不过，国外核电参与电网调峰的实践表明：核电机组是否参与电网调峰主要取决于核电装机占比、调峰电源配置情况、新能源发电的比重和电网负荷特性；局部地区核电占比高和核电参与电网调峰没有必然联系。关键要看是否可以通过其他手段，如加快电网建设，优化调峰电源配置，加大储能设备设置，特别是抽水蓄能电站建设来解决调峰问题；优先发电成本高的电站参与调峰；国外核电参与调峰公众接受度低，如日本大多数公众并不支持核电参与调峰。
核电调峰技术发展与风险分析
从核电参与调峰的技术开发应用情况看，核电参与调峰并不容易，且有一定风险。法国上世纪70年代开始进行核电厂调峰的准备工作，到1983年才全面具备负荷跟随能力，耗时近15年。可见，核电厂调峰运行从可行性研究、试点开展、经验反馈到全面普及是一项长期且细致的工作。
国外实践表明，不同核电机组调峰技术特点及方法不尽相同。当前，我国运行的36台核电机组，在大部分寿期内都有一定的日负荷跟踪能力，可以在一定程度上参与调峰。但我国至今没有系统地开展核电厂调峰的相关安全性和经济性评价工作，缺少实际操作经验。国际上，据统计，参与调峰的法国每年核电非计划停堆小时数449小时，远高于带基荷运行的美国108小时、韩国74小时。这一定程度上说明核电运行方式不同所带来的运营效果及安全影响是截然不同的。参与调峰的法国核电机组人因失误所造成的非计划停堆小时数为162小时，远高于带基荷运行美国、韩国人因失误所造成的非计划停堆6小时及0小时，其中一个重要原因就是由于实施反应堆功率调节导致操作难度增加，反应堆控制难度增大。
从安全性角度考虑，核电长期参与调峰，存在导致机组运行可靠性降低的风险。核电机组功率频繁变化会增加压力容器及其他结构材料的热疲劳、燃料燃耗损失、运动设备部件磨损等。同时，由于频繁、深度的功率调节，将造成堆内中子通量振荡、堆芯温度分布不均匀，带来反应性控制方面的问题。当核电机组跟踪调节电网频率时，功率调节会对控制棒驱动机构、反应堆压力容器、稳压器、蒸汽发生器及其他部件的寿命产生一定的影响。
核电由于具有不间断发电、不受自然条件约束及发电运行成本低等诸多优势，一直以来都承担着基荷电源的地位。而且核电机组除正常检修以外保持满负荷运行状态的安全性最高。核电参与调峰，核电机组的控制棒可能由于插入过深而引发局部功率峰，降低安全裕量；调节硼浓度会造成放射性水的产生和排放等系列问题；功率调节棒必须不断动作以补偿毒物的影响，毒物瞬态效应明显，稍有不顺或不慎堆芯功率严重畸变，增加机组停堆概率；堆芯在寿期末将逐步失去跟踪负荷或参与调峰的能力。
此外，压水堆采用定期换料，频繁调峰、降负荷运行，必然浪费核燃料，并增加放射性废物的产生和处理量。统计数据表明，法国核电厂参与负荷跟踪和调频，导致核电厂可用性降低2%，燃料费用占发电总费用的比重从约20%增加至近24%；瑞典、芬兰和德国对给定负荷跟踪运行工况的计算表明，核电调峰时燃料费用占发电总费用的比重约25%，考虑到9%的计算不确定性，最大不超过34%；德国运行经验表明负荷跟踪运行导致维护费用增加大约2%。
我国核电调峰需求分析
现阶段，我国国内大部分核电机组以基负荷运行，不参与电网的调峰。但随着我国电力需求放缓，负荷峰谷差的日益增大，可再生能源发电在电力系统的比例不断提高，电力系统调峰形势越来越严峻，核电占比较高的地区核电机组面临着比较迫切的调峰运行需求。
如2016年以来，辽宁电网日均最低负荷为1943万千瓦，其中核电机组出力占日均最低负荷比例达23.03％，导致负荷低谷时段负荷备用不足问题突出。另外，负荷结构和电源结构不协调，导致系统调峰调频极为困难。又如海南昌江核电机组由于占海南电网的比重很高，两台机组满功率发电量占电网低谷负荷超过50%,直接面临大机小网的问题。再如福建近10台百万级核电机组陆续投产，核电机组出力占日均最低负荷比例高达40.3l％，致使电网低谷调峰能力的缺口高达200万～300万千瓦，使福建电网面临较为严重的调峰困难。
而在设计上，核电站具有一定的适应系统负荷变化的能力，大多数压水堆核电站在寿期初和寿期中在30％～100％的功率范围内具有最大不超过10％功率阶跃增加能力和最大不超过5％每分钟持续升/降功率的能力，可以满足变化速率要求较慢的负荷跟踪运行。但由于核电参与调峰对其安全性和经济性有一定影响，因此，核电宜带基荷运行，应尽量避免或减少频繁地参与调峰。我国大亚湾核电厂曾有在节日、周末和台风过境期间降低功率至76万千瓦运行2～3天的运行方式，但是该运行方式累计天数和次数受到限制，1年内不超过5次。
对各种发电形式来说，年发电量的多少直接影响着电站的收益。为追求利润最大化，都希望尽可能带满出力运行。但电网大幅的调峰或潮流优化总是要有大量的机组参与降负荷。从上网电价、环保要求来说，利用可再生能源的发电站是最应该带基本负荷运行的，但由于调峰等原因，现实却是弃风、弃水、弃光比较频繁。新常态下，电力工业结构调整、用电需求放缓，加上电力外送遇阻，继弃水、弃风、弃光之后，核电消纳问题也愈演愈烈，个别机组不得不降功率运行甚至停堆。核电频繁参与深度调峰，甚至长期停机备用，会造成清洁能源资产的浪费，应引起高度重视。
我国核电调峰策略的建议
针对核电消纳困局，国家发改委、国家能源局2017年印发了《保障核电安全消纳暂行办法》，明确核电保障性消纳的基本原则为“确保安全、优先上网 、保障电量、平衡利益”，提出应尽量减少安排核电机组调峰，并鼓励核电厂营运单位按直接参与或购买辅助服务方式参与系统调峰。
核电厂的运行方式取决于电力需求、技术水平、电力管制、运行管理、售电合同机制与经济性等许多因素。为了既能保持核电高水平、高效率运行，充分利用其清洁低碳、稳定高效的优势，又能应对我国调峰需求，提出如下建议。
一是应该从政策上对核电基荷运行给予支持。从核电安全性和经济性的角度来看，核电站运行不宜参与快速调峰。在满功率运行的状态下，核电站才能够使堆芯内部达到较好的功率均衡和稳定的状态。功率快速调整有可能打破这种均衡，不利于安全操控运行，同时还会因调节功率增加废物排放并影响机组寿命。同时，考虑到在非化石能源发电中，核电是发电出力最为稳定的电源，为了节能减排、提高核燃料利用效率等，应优先保证核电厂基荷运行。
二是应尽快开展对核电调峰安全分析的研究。现役、在建和拟建核电机组均具备2天以上中长期降功率运行配合电网调峰的能力，大部分核电机组设计上均具备日调峰能力。尽管如此，考虑到目前国内核电机组尚未有参与日负荷跟踪的运行经验，国内核电调峰风险评估研究开展较少，运行经验非常匮乏，为此，应尽快开展对核电调峰安全分析的研究，加大核电调峰运行相关人员培训的力度，积极提高我国核电参与调峰的技术和管理等方面的能力。
三是推动核电集中跨区送电。随着我国核电及光伏、风电等可再生能源占比的持续增加，给电网稳定运行带来一定的挑战，甚至出现局部地区电力消纳困难。因此，应根据不同地区的负荷结构，考虑加强跨省区电网通道建设和利用，推动核电集中跨区送电，保障核电等清洁能源消纳，统筹电源、电网的优化布局，改善电源结构，同时，加大调峰电源建设力度，特别是抽水蓄能电站建设。
四是核电参与调峰运行，应根据核电机组的运行模式和燃料循环周期，选择合适的功率调节速度和幅度，重点是增强核电站运行灵活性。从长远来看，我国核能发电量占比仍不高，且大多数核电机组所在地电量总体处于供不应求状态，核电机组具有长期维持基荷运行的条件。同时，由于水电、光伏、风电等清洁能源不同程度上受自然条件影响较大，而核电相对煤电、燃气、燃油发电而言，享有电网调度优先权，核电作为基荷运行更具现实和长远意义。
五是应借鉴国外核电调峰运行经验。结合我国国情，从电源检修与调峰安排的协调、电力需求侧管理、智能电网建设、调峰市场化补偿管理、新能源保障性收购政策制定等方面，积极研究和采取各种技术或经济手段，并在电力市场改革进程中研究实施相关配套机制，强化督导检查，确保政策落实到位，让核电采用基荷运行，并尽可能实现满发。
《中国核工业》杂志
（孙杉 苟峰｜文 作者单位分别是中国华能集团核电部、国家能源局核电司）
