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中国核电参与系统调峰是否可行?

北极星电力网新闻中心  来源:《中国电力》  作者:郑宽 王轶禹  2018/1/12 10:26:58  我要投稿  
所属频道: 核电   关键词: 核电 核电装机 核电机组

北极星核电网讯:导读: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。

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