中国核电自2015年重启后发展迅速，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，另一方面也给中国电力需求放缓形势下部分核电装机大省带来了较大的调峰压力。基于不同国家核电机组调峰能力及实际运行经验的收集整理，分析了核电机组参与电网调峰的安全性和经济性。通过国内外核电机组类型、运行原理、技术标准等方面的对比分析，研究了中国核电机组参与电网调峰的可行性。
0引言
经历自2011年福岛核电事故后5年的蛰伏期，中国核电重新走上发展的快车道。截至2016年7月底，中国并网核电机组33台，总装机容量3132万kW。目前，中国在建核电机组21台，装机容量2393万kW，在建核电机组容量居世界第一，在运、在建机组容量居世界第3（仅次于美国、法国）。根据最新发布的《电力发展“十三五”规划》，“十三五”期间全国核电投产约3000万kW、开工3000万kW以上，2020年装机达到5800万kW。
核电的快速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，由于近些年可再生能源发电在电力系统的比例不断提高，对电网及其他电源的运行灵活性提出了更高要求，因此在中国电力需求放缓形势下，核电保持额定功率运行增大了部分核电装机大省电网调峰难度。2016年以来，浙江、福建、辽宁电网日均最低负荷分别为3046万kW、1623万kW、1943万kW，其中核电机组出力占日均最低负荷比例分别达17.20%、40.31%、23.03%，导致负荷低谷时段负荷备用不足问题突出，汛期低负荷时段浙江、福建存在弃水风险，供暖期辽宁大规模弃风且供热安全受到影响，2015年春节期间甚至出现风电零接纳的情况。
本文总结分析了不同国家核电机组的调峰能力及实际运行经验，重点从重大安全事故原因及调峰运行对组件和燃料的潜在风险等角度分析了核电参与调峰对安全性的影响，并从投资成本、运维成本和燃料成本等角度分析了核电参与调峰对经济性的影响。通过国内外核电机组类型、运行原理、技术标准等方面的对比分析，研究了中国核电参与系统调峰的可行性。
1国外核电机组调峰情况
按照核电自身运行特点，以额定容量运行时最高效、经济，且运行方式简单利于操作，但随着核电比例的不断升高，以及间歇性可再生能源的大量并网，欧美等核电大国对核电参与调频、调峰也提出了相应要求。
1.1调峰能力
欧洲对核电机组的日负荷跟踪、一次调频、二次调频以及紧急情况调峰能力实施统一标准。
1991年，英、法、德等国家的电网和核电运营商共同组建了EuropeanUtilitiesRequirements（EUR），对核电调峰能力做出了具体要求：
（1）在前90%的燃料周期内，能够在50%~100%的额定容量内以每分钟3%额定容量的调节速率实现负荷跟踪，但年累计跟踪次数不得超过200次。
（2）具备一次调频能力，能够在±2%~±5%额定容量内，以每秒钟1%额定容量的调节速率调整出力，使得电网频率稳定在标准频率±200mHz范围内至少15min。
（3）具备二次调频能力，能够在±10%额定容量范围内，以每分钟1%~5%额定容量的调节速率调整出力。
（4）紧急情况下，能够以每分钟20%额定容量的速率降功率至最小出力位置运行。
欧洲现役主要核电机组基本可实现EUR整体要求，以欧盟EPR和俄罗斯VVER-1000/1200为例，其调控能力具体参数如表1所示。
1.2运行经验
核电机组实际运行方式一方面与所在电力系统的电源结构、负荷特性密切相关，另一方面也与电力体制相关。因此，虽然欧美、日韩等发达国家的核电机组在设计上大都具备了调峰调频能力，也积累了调峰调频经验，但实际运行中，各国依照本国国情对核电参与调峰采取不同策略。
根据调研，法国、美国PJM、加拿大Ontario、日本、韩国等国家和地区的核电装机占比均接近或超过20%（详见表2），发电量占比在20%~80%。其中，法国核电装机占比超过50%，发电量占比超过70%，机组频繁进行日调峰运行；美国、德国核电机组根据电网需求参与调峰运行；日本、西班牙、韩国等国家和地区由于具有充足的调峰电源，电源结构适应负荷特性要求，除在最小负荷时段安排检修外，核电机组一般保持满功率运行。
法国作为世界上核电比重最大的国家，其核电机组调峰主要有以下特点：（1）参与调峰频度高。法国核电机组频繁参与电网日调峰，现役机组中除个别机组不参与电网调峰外，其余机组平均年调峰次数为50次左右，调峰次数最多的机组一年内降出力次数达到130次左右。（2）参与调峰幅度大。通常法国核电机组调峰安排在燃料前65%寿命期内，降出力至27%额定功率运行；在燃料前65%~90%寿命期内，最小技术出力逐步增大；到90%~100%寿命期和燃料延伸运行阶段，出于燃料组件安全性考虑不安排机组调峰（如图1所示）。（3）调峰安排合理。法国电力调度机构根据机组燃料寿命期统筹安排机组参与调峰的次数，以避免某些机组长期运行在频繁调节状态。总体来看，在连续的2~3个换料期内（1个换料期为12~18个月），各台机组参与调节的次数总和基本趋于相同。
2核电调峰安全性的影响分析
2.1三次重大核安全事故原因分析
根据国际原子能机构（IAEA）1990年起草并颁布的国际核事故分级标准（INES），核事故分为7级，灾难影响最低的为1级，影响最大的为7级。在世界核电60多年的发展进程中，共发生3次5级以上的核电安全事故。
1979年8月24日，美国三里岛核电站由于操作判断失误及机械故障，导致堆芯熔毁的严重事故，至少15万居民被迫撤离，不过该事故中由于主要的工程安全设施都自动投入，同时由于反应堆自身的几道安全屏障（燃料包壳、一回路压力边界和安全壳等）保护较好，因而无一伤亡，三里岛事故对环境的影响较小，该事故后被评为5级核安全事故。
1986年4月26日，前苏联切尔诺贝利核电站由于人员误操作及自身设计缺陷（反应堆燃料棒的结构和保护系统不合理）发生至今为止事故等级最高的7级核电事故。切尔诺贝利核电站爆炸造成30人当场死亡，8t多强辐射物泄漏，使电站周围6万多平方千米土地受到直接污染，320多万人受到核辐射侵害，造成人类和平利用核能史上最大一次灾难。
2011年3月11日，受日本东北部9.0级大地震和海啸的影响，福岛第一核电站和第二核电站遭受严重破坏，引起大规模放射性核素泄露，日本原子能安全保安院根据国际核事件分级表将福岛核事故定为最高级7级。本次核事故的核损害赔偿在如下5个方面创下了世界之最：（1）潜在的受害人数最多，政府疏散人群达34万，自主避难人群达150多万；（2）事故索赔案件数量最多，截至2014年2月28日，共有210万份；（3）事故赔偿金额最大，预计将支付赔偿金额5万亿日元，约500亿美元；（4）投入事故处理的人力最多，高峰期时13200名人员从事与事故赔偿直接相关的工作；（5）赔偿范围最宽，涵盖了精神损失、经济收入损失、传闻损失、间接损失、自主避难损失等一般侵权行为会比较慎重考虑的领域。
总体看，导致3起重大核电事故的主要因素是核电站自身设计缺陷、人员操作不当、抗极端自然灾害能力不足，与核电调峰运行方式无关。目前尚无由于机组调峰导致的堆芯爆炸、燃料泄漏等重大安全事故。
2.2核电调峰安全隐患分析
核电调峰的安全隐患主要来自2种运行状态：一是长期低功率运行；二是频繁调峰。但两者可能导致的安全事故一般不超过2级核事件（安全措施失效，但仍具有足够纵深防御，仍能处理进一步的安全问题），主要风险隐患如下。
2.2.1放射性物质泄漏风险
核电机组功率调节过程中（以降功率为例），由于控制棒向下调节，反应堆内轴向核功率的变化与氙毒的变化呈相反趋势，产生核功率的轴向偏差。伴随着氙毒的衰变和控制棒档位变化，轴向核功率偏差不断发生变化，导致轴向核功率振荡。核功率振荡导致核燃料包壳应力不均衡，部分部位核功率过高使反应堆包壳与水发生反应，造成放射性物质泄漏至一回路。在核燃料寿期末，轴向核功率偏差的振荡更加难以控制，在核燃料寿期末应避免功率的大幅调整。
2.2.2燃料组件破损风险
由于核燃料芯块与包壳的热膨胀系数不同，核电机组负荷变化时，包壳局部可能产生超过材料应力极限的现象。核燃料芯块与燃料包壳的相互作用（PCI）容易导致燃料包壳的损坏。低功率运行持续时间越长，当再次提升功率时，燃料包壳破损的概率越大。此外，对于频繁的负荷变化，由于包壳应力频繁变化，可能导致包壳局部疲劳破损。
2.2.3降低设备可靠性
核电机组频繁进行功率调整将降低核岛和常规岛的一些关键设备可靠性。一是控制棒与其驱动机构及导向筒之间存在磨损，使控制棒的可靠性降低，可能导致控制棒落棒事故（停堆）、弹棒事故（核功率突增）和一回路破口（核泄漏）。二是功率调节过程中，一些关键阀门频繁动作，可靠性降低。三是机组低功率运行时，二回路蒸汽品质降低，湿度增大，对汽轮机的末级叶片冲蚀更加严重。
3核电调峰对经济性的影响分析
3.1核电调峰对发电总成本影响
平准化发电成本（levelizedcostofgeneratingelectricity，LCOE）是衡量电源经济性的重要指标。
式中：Invt、O&Mt、Fuet、Cart、Dect、Elct分别表示1个周期内的投资成本、运维成本、燃料成本、CO2排放成本、停运成本及发电量；r表示折现率。
电源的LCOE受其负载率影响很大，这种影响程度随着总成本中燃料成本和排放成本的比例变化而变化。最近的IEA/NEA研究报告分析了各主要电源的总发电成本构成，如表3所示。对核电而言，由于其成本构成主要是投资成本，燃料成本通常不超过总成本的20%，无碳排放成本，因此当核电参与系统调峰时，由负载率下降（年发电量等比例减少）引起的LCOE变化相较其他电源更大。根据2010年国际原子能机构数据，在折现率5%的情况下，负载率由90%降至70%时，核电LCOE上升约35%，远高于煤电的10%和气电的7%（如图2所示）。
3.2核电调峰对运维及燃料成本影响
相较于大多数电源，虽然核电的运维成本和燃料成本在其总成本中占比不高，但调峰运行会使核燃料利用不充分，造成弃料；同时频繁操作使得一些关键设备出现老化（例如阀），增加其运维成本；另外增加电厂废水处理费用，影响核电经济性。
3.2.1核燃料利用率降低
核电机组的燃料装载计划一般需在换料期前确定，一旦确定并且装载完毕后，在整个燃料的寿期内，核燃料的装载就不可改变，因此，若核电机组参与调峰或降出力运行，需提前做好调峰运行计划，明确机组在整个燃料寿期内的发电量以及利用小时数，做好燃料装载计划，以避免出现燃料使用不充分，最终造成弃料，影响核电的经济性。
3.2.2废水处理成本增加
若机组参与调峰运行，会相应地增加废水的排放，对废液处理系统的要求会有所上升。核电机组若非过于频繁的参与电网日调峰，废水排放量一般不会超出国家环保部门规定的范围，但相应的会对电厂废水存储能力和处理能力提出更高的要求，一定程度上将增加电厂废水处理的费用，影响其经济性。
4“十三五”期间中国核电调峰前景分析
4.1中国核电运行现状及调峰需求
正常情况下，中国核电机组一般保持额定功率运行，在节假日、恶劣天气等特殊时段，调控机构依据并网调度协议安排核电机组停机或降功率运行（一般降至75%~80%额定功率运行，但低功率运行持续时间一般不超过15天）配合电网调峰。2010—2015年，国家电网并网核电机组年平均调峰次数由1.4次/台增加至4.3次/台，单次降功率运行最长持续时间由199h增加至480h，2016年1—7月，国家电网并网核电机组调峰次数已达4.1次/台。
中国现行的核电调峰方式部分缓解了特殊时段电网调峰压力，但参与调峰频次及深度仍不能完全满足电网需要。“十三五”期间，新增3000多万kW核电机组全部布局在东部沿海地区（如图3所示），届时福建、浙江、辽宁等省电网调峰压力将进一步增大。因此，亟需对核电机组调峰能力进行研究，论证核电日调峰的可行性。
4.2中国核电调峰可行性分析
从硬件及技术原理来看，中国已投运及在建的大部分核电机组具备调峰能力。中国核电技术主要从法国、美国、俄罗斯等国引进，本土化发展主要基于法国技术。截至2016年7月底，中国投入商业运行的核电机组33台，主力机组类型是M310、CPR1000等；另外，在建21台，装机容量2393万kW，主力机组类型是华龙一号、AP1000、EPR1750等。从国外实际运行经验看，M310作为法国第2代压水堆技术的代表，可实现在前80%燃料周期内，按照“12-3-6-3”（12h额定功率运行，3h降至50%额定功率，6h持续50%额定功率运行，3h升至额定功率运行）模式日调峰运行，该机型还可以选择快速调节模式，负荷变动速率最快为5%/min；CPR1000是M310的升级版，调峰能力优于M310技术机组；华龙一号、AP1000、EPR1750等第三代核电技术，在前90%燃料周期内具有日调峰能力。
从实际运行情况看，国内核电机组均具备2天以上中长期降功率运行配合电网调峰的能力，除田湾、秦山一期、秦山三期、大亚湾机组外，其他并网核电机组理论上均具备日调峰能力。运行中核电机组基本以2天以上中长期调峰为主。
但在技术标准、操作规范、运行经验等方面，国内核电实现日调峰与国外相比仍有不小差距。目前中国核电机组可以降负荷至额定容量的50%~80%连续多日运行，但不参加电网的日调峰，有以下2方面原因：（1）缺乏核电机组调峰技术规范及运行人员的相关培训。目前国内核电厂技术标准与法律法规中，对于核电厂调峰运行能力尚无明确规定，相应的机组性能测试及运行人员培训也存在隐患。（2）核电机组涉网技术标准规范不健全，使得核电机组调度运行管理的要求无章可循，给电网安全运行带来一定隐患。
5结论
5.1主要结论
（1）随着核电发展逐步加快，福建、浙江、辽宁等省核电装机容量不断增加，电网调峰压力也不断增大，亟需对核电机组调峰能力进行研究，论证核电进行日调峰的可行性。
（2）从国外核电调峰情况看，法国核电装机占比超过50%，发电量占比超过70%，机组频繁进行日调峰运行；美国、德国核电机组根据电网需求参与调峰运行；日本、西班牙、韩国等国家和地区由于具有充足的调峰电源，电源结构适应负荷特性要求，除在最小负荷时段安排检修外，核电机组一般保持满功率运行。
（3）国家电网并网核电机组均具备2天以上中长期降功率运行配合调峰的能力。除田湾、秦山一期、秦山三期机组外，其他并网核电机组理论上均具备日调峰能力。
（4）目前中国实施核电调峰存在技术规范及相关运行程序中涉及日调峰运行的内容不全、缺少专门的灵活性运行规程和辅助工具、运行人员未进行过系统培训等问题。
5.2如何开展调峰
（1）考虑到核电调峰存在一定风险，且当前中国在核电日调峰的技术标准、操作规范、运行经验、运行人员等方面尚不具备条件，建议“十三五”期间核电可维持现行的调峰方式，即不参与系统日调峰。
（2）联合组建核电调峰、调频标准编制委员会，立足国内核电机组现状，借鉴国外先进经验，制定满足中国核电机组及电网安全运行需求的调峰、调频相关技术标准，并考虑在核电厂签订并网调度时适时适度提高核电机组调峰要求。
（3）对理论上具备日调峰能力的机组，由能源主管部门组织相关科研单位、高校、核电企业等，进行相关技术改造、日调峰运行试验、规程修编及人员培训，逐步开展核电机组日调峰运行。
（4）近期，完善并网发电厂“两个细则”中关于核电的考核要求及补偿标准，加大对核电调峰的考核、补偿力度，提高核电参与电网调峰的积极性；中远期，加快电力辅助服务市场改革，利用市场手段解决电网调峰困难问题。
联系电话