核電機組參與遼寧電網調峰研究

王 勇，朱洪波，李東野

（1.國網遼寧省電力有限公司，遼寧 沈陽 110006；

2.中國電力工程顧問集團東北電力設計院有限公司，吉林 長春 130021）

核電機組參與遼寧電網調峰研究

王 勇1，朱洪波1，李東野2

（1.國網遼寧省電力有限公司，遼寧 沈陽 110006；

2.中國電力工程顧問集團東北電力設計院有限公司，吉林 長春 130021）

為研究核電機組投產對遼寧電網造成的影響，對遼寧電網的負荷以及區域間聯絡線送電特性進行了詳細分析，結合網內現有及規劃電源的調峰能力，針對不同核電機組的運行方式，對2013年、2015年、2017年和2020年遼寧電網進行了調峰平衡以及風電消納能力計算，驗證了核電機組參與調峰的優勢與必要性。

電網；核電機組；調峰

遼寧省位于我國東北部地區，受冬季寒冷氣候影響，地區火電裝機中供熱機組所占比例較大，在供暖期時電網的調峰能力受到很大限制。隨著近年來省內風電裝機容量的大幅增加，其出力的間歇性與波動性對電網的調峰能力提出了更高的要求，在負荷低谷、風機高出力的時段需要采取切除部分風機等措施以保證電網的安全穩定運行。隨著“十二五”與“十三五”期間紅沿河核電廠與徐大堡核電廠的相繼投運，預計遼寧電網的調峰形勢將進一步惡化，需要盡快尋求解決措施，以避免電網運行事故的發生［1］。

1 遼寧電網運行特性分析

1.1 機組調峰現狀

遼寧省常規煤電裝機容量12 393 MW，其中包括直調機組12 000 MW，非統調小機組393 MW，常規煤電機組全部參與調峰運行時的最小出力為6 244 MW，平均最小出力率達到50%。由于不承擔供熱任務，各機組在供暖期與非供暖期最小出力基本一致。

非供暖期時，遼寧省供熱機組全部參與調峰運行時最小出力為11 572 MW，平均最小出力率63.6%，調峰能力與常規煤電機組相比較差；供暖期始末，為保證供暖所需投運最小裝機容量為9 970 MW（不計入小機組），最小出力6 625 MW，平均最小出力率66.4%；供暖中期強制開機容量加大，達到11 270 MW（不計入小機組），最小出力7 805 MW，平均最小出力率上升至69.3%。

遼寧電網常規水電裝機容量1 520.9 MW，其中年調節水電696.5 MW。目前，東北電網年調節水電調峰率約為55.8%，遼寧省年調節水電調峰能力按照389 MW計算。

1.2 負荷特性

根據2012年與2013年調度實際運行監測數據，結合遼寧電網調峰運行情況，將1年劃分為供暖期與非供暖期2個時段來統計分析遼寧電網在各時段內的負荷特性。2012年1月～2013年10月遼寧電網供暖期各月典型日負荷特性曲線見圖1與圖2；非供暖期各月典型日負荷特性曲線見圖3與圖4。

圖1 2012年供暖期負荷特性曲線

圖2 2013年供暖期負荷特性曲線

圖3 2012年非供暖期負荷特性曲線

圖4 2013年非供暖期負荷特性曲線

根據2年內的統計結果，供暖期始末（3月與11月）電力負荷峰谷差相對較小，最小負荷率在0.85左右；其他3個月負荷峰谷差略高，最小負荷率約為0.80；非供暖期時遼寧電網日最小負荷率大多保持在0.85左右，最低達到0.813，2013年相比2012年呈下降趨勢。

隨著遼寧省產業結構的調整，第三產業與居民用電量比例的上升，預計未來遼寧省日最小負荷率將保持一定的下降趨勢，供暖期2015年與2020年將分別達到0.815和0.795；非供暖期將分別達到0.801和0.781。

1.3 區間聯絡線送電特性

1.3.1 高嶺換流站送出線路負荷特性分析

高嶺換流站是東北電網和華北電網聯系的樞紐，換流容量3 000 MW。根據現有運行情況，預計未來遼寧省向華北地區送電將按照線路最大輸送能力運行，僅在負荷低谷期時適當調峰，曲線如圖5所示。

圖5 遼寧省向華北地區輸送電力曲線預測

1.3.2 遼寧電網從蒙東與吉林電網受電分析

截至2012年底，遼寧電網通過呼遼直流、6回500 kV和1回220 kV交流線路與蒙東電網相連，正常方式下最大受入電力7 800 MW；通過4回500 kV線路與吉林電網相連，正常方式下最大受入電力2 000 MW。

2012年與2013年供暖期各月遼寧電網從外部受入最大電力超過9 500 MW，發生在2012年年末，其他月份最大受入電力水平一般保持在8 000～9 000 MW；除2012年2月電力受入明顯偏低外，遼寧電網從外部受入最小電力一直保持在6 000～7 000 MW。

非供暖期遼寧電網從外部受入電力整體低于供暖期，最大受入電力約為9 000 MW，發生在2012年10月與2013年4月，其他月份最大受入電力水平一般保持在7 500～8 500 MW；遼寧電網從外部受入最小電力隨時間不同差別較大，最大時接近7 000 MW，最小時低于5 000 MW。

1.4 風電出力特性

對2012年1月～2013年10月遼寧省風電出力數據進行統計分析可知，2012年供暖期遼寧省風電出力最大同時率為0.744 1，2013年為0.749 1；2012年非供暖期遼寧省風電出力最大同時率為0.829 9，2013年為0.768 5，整體高于供暖期數據。

將風電出力同時率按照從小到大排列進行累積概率的計算，風電出力同時率在0.55以上的概率非常小，約為5%，若對風電出力同時率在0.55以上的時刻進行限電，總限電量為風電發電量的2%左右。在電網調峰能力一定的條件下，適當棄風可以大幅提高電網能夠接納的風電裝機容量，促進清潔能源發電技術的發展與普及［2］。

2 電力預測與電源裝機規劃

2.1 電力需求預測

根據遼寧省負荷特性分析結果，未來遼寧省電網全口徑最大負荷峰谷差仍將存在小幅增長，其中供暖期日最小負荷率與日負荷率均高于非供暖期。到2015年和2020年遼寧電網最大峰谷差將分別達到6 069 MW和8 351 MW。表1為遼寧省電力需求預測。

2.2 電源裝機規劃

綜合考慮遼寧電網退役機組和新增機組情況，對遼寧電網裝機進行匯總，見表2。預計到2015年和2020年遼寧電網的裝機容量將分別達到47 747 MW和61 943 MW。

3 遼寧電網調峰平衡分析與風電接納能力計算

3.1 計算原則

水電按不同電站（徑流、日／季／年調節）的調節性能確定調峰能力（遼寧現有水電的調峰能力按389 MW考慮）；抽水蓄能調峰性能200%；太陽能機組不參與調峰。

現有常規火電機組與供熱機組調峰能力按照調度運行安排結合時間點統籌考慮。新增供熱機組在供暖中期全部按照參加供暖考慮，供暖期始末按照一半容量參加供暖考慮，其調峰能力根據東北網調的現運行情況，結合機組容量分別安排。供暖期時參與供熱的火電機組為保證熱負荷難以達到滿發出力，在平衡計算中受阻容量按照10%考慮。調峰平衡的備用容量按負荷備用4%、旋轉事故備用4%考慮。

表1 遼寧省電力需求預測MW

表2 遼寧省電源發展統計MW

遼寧省與其他地區的電力交換預計在“十三五”期間不會有大幅改變，高嶺換流站送華北電力按照負荷高峰時2 940 MW，負荷低谷時2 060 MW考慮；吉林與蒙東送遼寧電力預計將隨著遼寧電網負荷的增長接近極限方式運行，按照負荷高峰時送入9 740 MW，負荷低谷時送入7 760 MW考慮。

計算風電消納時將遼寧電網消納風電電量分為供暖期、供暖期始末與供暖中期3部分分別進行統計分析，根據不同時期的電網調峰能力，結合風電出力特性概率分布，按照風電出力高于電網調峰能力時即開始限電的原則進行計算。

3.2 核電機組帶基荷時電網調峰分析與風電接納能力計算

根據遼寧電網調峰能力分析結果可知，供暖中期大量供熱機組調峰能力受限，是1年中電網調峰最困難的時段［3］，按照該期間內的電網調峰盈余容量來計算遼寧電網2013～2020年對風電的接納能力，結果見表3。除2013年外，電網對風電的接納能力均遠小于遼寧省目前規劃的風電裝機容量，需要尋求合理措施，以改善電網的調峰能力，促進新能源在電網中的普及與發展，實現節能環保的目標。

表3 遼寧電網風電接納能力計算

根據各年度不同時期內電網調峰能力分析結果，結合遼寧電網風電裝機規劃情況與風電出力特性，估算電網所能夠消納風電的電量，結果如表4所示。遼寧電網所能夠接納風電的電量隨著風電裝機容量的增加而逐年上升，但由于調峰形勢的惡化，風電限電日趨嚴重，2013年電網風電年利用小時數接近1 800 h，2017年時已下降至1 450 h左右。2020年遼寧電網調峰盈余容量明顯降低，雖然網內風電裝機容量進一步增長，但所能夠消納的風電電量反而有所降低，風電年利用小時數已跌至1 200 h以下。

表4 遼寧電網風電消納電量分析

3.3 核電機組深度調峰時電網調峰分析與風電接納能力計算

3.3.1 核電機組調峰能力分析

紅沿河電廠1～6號機組自2013年起開始投運，2017年全部投入運行，預計將采用以CPR1000為代表的＂二代加＂核電技術［4］，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［5］。

目前，遼寧電網調峰困難主要集中在供暖期供熱機組最小出力受限的時段，根據負荷特性分析結果，供暖期時遼寧省每日負荷低谷集中在凌晨3時附近，為實現削峰填谷的目的，核電廠調峰時間宜在供暖期內1時～7時，機組出力曲線如圖6所示，核電廠在每日的10時～22時滿出力運行，其他時段參與電網調峰，最低出力按照國內同類核電機組現有運行能力考慮（50%）。非供暖期時遼寧電網每日存在多個負荷低谷，核電機組即使參與調峰亦無法為電網運行帶來太大優勢，可以帶基荷運行。

圖6 紅沿河核電廠供暖期出力曲線預測

徐大堡核電廠預計將采用第三代AP1000核電技術，在前90%循環壽命期限內，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，然后2 h內線性變化至50%額定功率，在50%功率平臺上運行2～10 h，然后在2 h內線性升至滿功率［6］。根據遼寧電網負荷特性，參加調峰運行的AP1000機組宜采用與CPR1000機組相同的低谷運行時段，即在供暖期內1時～7時降低至50%額定功率運行，如圖7所示。

圖7 徐大堡核電廠供暖期出力曲線預測

3.3.2 調峰平衡與風電消納計算結果

根據表5中的計算結果，核電參與調峰后，2013年與2015年供暖中期遼寧電網盈余調峰容量已接近非供暖期，2017年后超過后者。“十三五”期間，核電機組參與調峰后遼寧電網供暖期盈余調峰容量已超過非供暖期，不再是電網調峰的主要約束。受負荷與核電機組特性的影響，非供暖期時遼寧電網日間與夜間負荷低谷相差不大，核電機組即使參與調峰亦無法為電網運行帶來太大優勢，需要進一步挖掘其他類型電源的調峰能力，以增加電網對風電的接納能力。

表5 遼寧電網風電接納能力計算

由風電消納電量計算結果可知，核電機組參與調峰后遼寧電網供暖中期能夠消納的風電電量大幅提升，供暖期始末所能消納的風電電量也有一定幅度的增長。如表6所示，2013～2020年間遼寧電網所能消納風電的總量一直呈上升趨勢。2015年后受電網調峰能力的影響，風電限電的比例略有上升。2017年風電年利用小時數跌至1 700 h以下，2020年達到1 616 h。

表6 遼寧電網風電消納電量分析

根據核電的調峰運行曲線，計算遼寧電網核電機組參與調峰運行后的年發電量與年利用小時數，結果如表7所示。計算過程中核電機組理論年利用小時數按照7 000 h考慮，檢修計劃安排在非供暖期進行。計算結果顯示，當遼寧電網全部核電機組在供暖期按照所安排方式參與調峰后，機組的年發電量與年最大利用小時數均減少了約10%，2020年前遼寧省核電機組年利用小時數下降至6 321 h；2020年徐大堡2臺采用AP1000技術的機組投運后調峰能力較強，核電機組的整體年利用小時數略有提高，上升至6 343 h。

表7 遼寧電網核電機組運行分析

4 結束語

一定容量的核電機組參與調峰可以有效減少電網峰谷差，對增加遼寧電網調峰盈余容量、提高電網運行的安全穩定性有著深遠意義。未來遼寧電網在運行過程中，應大量收集其他地區相同類型核電廠的調峰運行經驗，積極開展核電機組的調峰運行試驗，在國內率先實現核電機組的規模化調峰運行，增加遼寧電網調度運行的靈活性，提高對風電等清潔能源發電機組的接納能力，為同類型核電機組調峰研究提供參考。

參考文獻：

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［3］張忠林，馮松起，馬宏偉，等.淺析遼寧地區風電對電網調度的影響［J］.東北電力技術，2009，30（4）：4－7.

［4］中國廣東核電集團有限公司.中國改進型壓水堆核電站CPR1000簡介［J］.現代電力，2006，23（5）：36－38.

［5］趙 潔，劉滌塵，楊 楠，等.核電機組參與電網調峰的運行方式及效益分析［J］.電網技術，2012，36（12）：250－255.

［6］吳 萍，楊艷晨，陳 昊，等.第三代核電堆型AP1000運行特點及堆芯仿真研究［J］.電網技術，2014，38（5）：1 196－1 202.

Study on Nuclear Power Plants Concerned with Peak Regulation of Liaoning Power Grid

WANG Yong1，ZHU Hong?bo1，LI Dong?ye2

（1.State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China；2.Northeast Electric Power Design Instrtute Co.，Ltd.of China Power Engineering Consulting Group，Changchun，Jilin 130021，China）

To study the the implementation impact of nuclear power plants in Liaoning power grid，this paper analyses the characteris?tics of electrical load and transmitted power.Taking the peak regulation capability of existed and incoming power plants into considera?tion，this paper proves the superiority and necessity of the participation of nuclear power plants in power grid peak regulation based on calculations of electrical power demand balance and wind energy generation in specific years.

Power grid；Nuclear power plants；Peak regulation

TM623

A

1004－7913（2015）12－0028－05

王 勇（1974—），男，碩士，高級工程師，主要從事電網規劃工作。

2015－06－30）