CPR1000核电机组调峰研究

摘 要：本文简述了世界核电机组发展现状，中国核电机组参与电网调峰的必要性。结合国内电网现状论证了CPR1000机组参与调峰的可行性、主要调峰运行方式及调峰面临的实际问题，分析给出了核电调峰的具体建议。

关键词：核电；电网；调峰；负荷跟踪

中图分类号：TM623 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）07-0149-02

1 核电机组发展现状

1.1 世界核电现状

截止2016年7月底，全球共有33个国家在运核电机组444座，装机容量3.878亿千瓦。另有14个国家正在建设62台核电机组，总装机容量为0.66亿千瓦。27个国家计划建设172台核电机组，总装机容量1.812亿千瓦。2015年全球核电发电量约为2441TWh，约占全球总发电量的11.5%，核能发电占比连续三年回升。

截止2016年7月底，全国共有33台在运核电机组，装机容量29577MWe。21台机组正在建设，装机容量24036MWe。计划建设42台核电机组，总装机容量48330MWe。2015年国内核电发电量约为161.2TWh，约占国内总发电量的3%，远远低于核电在全球电力供应中的比例10%。

1.2 核电机组参与调峰的现状

目前，国际上核电参与调峰大致有两类，一类以美国、日本、加拿大、韩国等为代表的核电大国，核电装机比例比较低，一般核电占比低于30%，调峰电源配置较为充足，基于核电运行安全性和经济性考虑，大部分核电机组不参与电网的日负荷跟踪，而是采用基负荷运行。另一类以法国为代表，核电装机比例大，核电装机容量占总装机容量的70%以上，除核电之外的调峰手段有限，法国核电机组都具有日负荷跟踪能力，但尽量控制参与调峰的机组数和调峰频率。

随着国内核电装机比例逐渐提高，在某些地区核电装机占地方电网装机比例将达到10%～30%，核电机组的调峰能力日益成为影响系统安全经济运行和电网安全的重要因素。同时，由于中国经济进入新常态，经济发展增速放缓，部分地区用电量增长缓慢甚至负增长。风电太阳能等可再生能源大量投产，电力市场改革快速推进。核电上网形势发生了巨大的变化，多种因素导致核电电力市场环境形势严峻，全国各地核电机组均面临不同程度的外部减载，某些地区核电机组需低功率运行参与调峰，甚至停机调峰。

2 CPR1000机组的调峰工作进展

2.1 辽宁电网调峰需求

CPR1000机组在辽宁电网现状。受东北经济环境影响，辽宁电网负荷增长缓慢，2015年东北电网全社会用电同比甚至负增长，辽宁省全网全社会用电量同比下降超过2.5%，吉林、蒙东地区均出现负增长，区域电源装机增速显著高于同期用电负荷增长。供、用电矛盾突出。

从负荷特性上看，辽宁电网年负荷曲线总体呈扁平的U字形，年最大负荷一般出现在12月份，最小负荷一般出现的夏季5、6月份。冬季负荷相对较高，夏季负荷相对较低。日负荷特性曲线整体较有规律，晚上23：00-4：00为日负荷低谷，早10：00及下午16：00两个时间点为负荷高峰。日峰谷差在200～600万千瓦左右。

每年11月至次年3月底为东北供暖期，占全网装机容量较大比重的火电机组开始供热，系统总体调峰能力大幅下降，同时冬季日峰谷差较夏季大，冬季大风季风电容量较大负荷不稳定。导致冬季辽宁电网调峰矛盾突出，需要核电机组积极配合参与调峰运行。

2.2 CPR1000机组调峰进展

核电机组参与调峰受到知识产权、技术能力、执照申请、人员培训、现场改造等诸多因素的制约，项目实施难度大。在不违反FSAR、运行技术规范及相关执照申请文件的前提下，通过优化核电厂灵活性运行手段，力满足电网调峰需求是目前工作的重中之重。经过积极探索，CPR1000机组目前参与调峰的运行方式为调硼长期低功率运行、日负荷跟踪、合理安排大修、临时停机等。

3 CPR1000机组的调峰运行方式

3.1 长期低功率运行（ELPO）

长期低功率运行（ELPO）运行模式为功率补偿棒组全部抽出且运行的反应堆功率低于97%Pn，低功率运行持续时间超过12小时的运行模式。长期低功率运行是区别于基负荷运行的一种特殊的运行工况。

目前CPR1000机组长期低功率运行的特点是采用调硼的方式升降功率，可以在高于75%Pn功率的低功率运行平台运行最长运行120个日历天。在单次低功率运行结束，返回满功率后，长期低功率运行裕度可以缓慢恢复，以便再次低功率运行。

长期低功率运行主要是应对电网计划性的短期负荷调节，在国家重大节日，极端恶劣天气，供暖期等某些短时期电网低谷容量不足的情况下，通过安排核电机组计划性长期低功率运行，适应电网短期调峰需求。

长期低功率运行是CPR1000机组参与电网调峰最主要的运行方式，能满足大部分情况下电网调峰需求，但长期低功率运行本身存在相应的技术限制。第一是由于燃料芯块包壳存在相互作用（PCI），导致长期低功率期间及低功率返回满功率后，包壳芯块应变和应力明显增加，易导致燃料失效，加剧事故后果。为了减小对机组运行的不利影响，降低燃料失效概率，限制事故后果，对长期低功率运行时间和功率水平进行限制，在机组运行过程中计算长期低功率运行的允许功率水平和允许运行天数，控制长期低功率运行在设计允许的范围内。第二反应堆受堆芯设计、燃耗分布、堆芯硼浓度、循环寿期末等堆芯特性参数影响，反应堆轴向功率偏差（I）控制困难，某些工况下无法通过调硼实现深度长期低功率运行，或者在长期低功率运行后无法返回满功率。在轴向功率偏差控制困难情况下，禁止进行长期低功率运行。机组寿期末原则上也不允许进行长期低功率运行。

3.2 日负荷跟踪（LP）

日负荷跟踪，是机组功率跟踪电网昼夜循环负荷变化，实时调整机组功率的一种运行方式，主要应对电网日峰谷差调峰需求。目前核电机组还无法完全实时的跟踪电网日负荷变化，主要通过典型的12-3-6-3运行方式进行日负荷跟踪。12-3-6-3日负荷跟踪是指在24小时之内，基准功率水平运行12小时以上，在3小时内先行降功率到50%功率以上水平，持续时间小于6小时，然后在3小时内返回到基准功率水平。

日负荷跟踪期间，12-3-6-3中的基准功率水平运行时间必须大于等于12小时，3-6-3低功率运行时间相加必须小于12小时。

在CPR1000机组最终安全分析报告及相关核设计报告中，已经进行日负荷跟踪模式的功率能力论证和相关安全分析。证明进行日负荷跟踪在理论上是可行的。

同样，日负荷跟踪也存在一系列技术限制，日负荷跟踪几乎包含了长期低功率运行所有的风险，此外还有一些特殊的问题。因日负荷跟踪一般通过插功率控制棒实现一回路跟随二回路负荷变化，技术规范对功率控制棒插入堆内时间有严格限制，任意24小时内功率控制棒在堆内的时间不能超过12小时。同时，因日负荷跟踪期间机组在短时间负荷变化较为剧烈，容易引发堆芯氙振荡，反应堆轴向功率偏差（I）控制困难，很容易由于因I控制不当导致超出运行范围，或者功率控制棒插入堆内时间超过12小时，违反技术规范产生运行事件。

此外，日负荷跟踪会使得汽机调节系统供油管线振动加剧、阀门供油管线爆管风险增大，会导致电动主给水系统、汽水分离再热器系统、给水加热器疏水回收系统等常规岛泵的振动过大，增加设备损坏的风险。给水流量扰动，高压给水加热器系统疏水波动导致跳机跳堆风险增加。

因国内核电机组没有长时间系统性的日负荷跟踪经验，需特别注意频繁负荷跟踪对ΔI控制、汽机调节系统阀门响应等影响。国内核电厂缺少日负荷跟踪相关的辅助工具和配套程序，频繁进行日负荷跟踪有一定风险。根据CPR1000机组实际情况，目前CPR1000机组12-3-6-3日负荷跟踪运行连续运行天数一般不能超过三天，经过三天的日负荷跟踪后，需维持72小时基准功率水平运行后，方能再次进行日负荷跟踪。机组寿期末不允许进行日负荷跟踪。

3.3 合理安排大修

核电机组与火电机组显著不同点在于压水堆核电厂需要定期进行换料大修。从新燃料组件的装入到下次停机停堆换料称之为一个燃料循环周期。目前通常采用18个月或12个月等换料周期。一般一次换料大修工期需要30～50天左右，换料期间机组停机，不具备随时启机能力。

通过合理安排大修，在电网年度用电负荷低谷进行大修，可以满足电网年度负荷特性调峰需求。辽宁电网冬季和大风季节电力严重过剩，通过合理优化换料方式和换料大修安排，将核电机组换料尽量安排在大风季和供暖期大修，提高电网可调电源比例，增大系统的调峰能力。目前每年至少安排一台机组在冬季大修。

同时，在核电站临近寿期末停堆大修，但电网有需求，需要核电厂继续发电情况下，核电厂可以一定时间内延迟停堆大修。通过进行寿期末延伸运行或滑功率功率，可以在机组到达设计燃耗后继续运行15天左右，配合电网调峰需求。延伸运行与滑功率运行依靠慢化剂温度或功率下降提供的反应性继续功率运行。运行控制难度较大，对核电厂运行控制的要求较高。

3.4 临时停机

在电网负荷容量严重不足，通过其他手段无法满足调峰要求情况下，核电厂可以采取临时停机调峰的方式配合电网调峰。

4 核电厂寿期末机组调峰

机组进入循环寿期末，堆芯后备反应性逐渐减小，一回路硼浓度逐渐下降以补偿堆芯反应性消耗。堆芯在寿期末段，后备反应性消耗殆尽，已无可控手段增加反应性补偿氙毒和钐毒瞬态增加的变化，一旦降功率后堆功率⑺娑拘缘闹鸾ピ銮慷不可控地降低，严重时甚至会进入次临界停堆状态（称为落入“碘坑”），从而失去自由调节功率的能力。同时，在寿期末，氙振荡比寿期初更加剧烈，导致轴向功率偏差的振荡也更加难以控制，在寿期末更要避免功率的波动。负荷调节使操纵员对I的控制变得非常困难，超出运行点的风险比稳定运行时大很多。因此，CPR1000机组80%燃耗后，禁止进行日负荷跟踪。同时，除非机组不需要返回满功率，寿期末一般也不进行长期低功率运行。

CPR1000机组在寿期末因意外原因停堆需要重新启动时，机组控制也面临较大的困难。某次寿期末重新升功率时，在功率较低时堆芯功率峰在上部，轴向功率偏差（ΔI）偏正的比较严重，这给机组控制带来极大困难。通过提棒和稀释升功率，升功率速率按1.5MW/分钟计算，理论ΔI走势图如图1所示。在48%FP功率平台以下时，ΔI一直在Ⅱ区，且十分接近右绝对限制线。升功率至50%FP以上前，需要在48%FP平台至少停留4个小时，等待ΔI缓慢掉头进入Ⅰ区后方能继续升功率。如理论预测或现场控制出现偏差，极容易导致ΔI超出运行图或者触发负荷速降报警信号（C21），导致汽机快速降负荷，严重影响机组安全。

5 结语

随着国内核电装机比例逐渐提高，核电机组的调峰能力日益成为影响电网系统安全经济运行的重要因素。冬季辽宁电网调峰矛盾突出，需要CPR1000机组积极配合参与调峰运行，积极研究多种运行方式配合电网调峰。通过长期低功率运行方式，适应电网短期调峰需求。通过日负荷跟踪应对电网日峰谷差调峰需求。通过合理安排大修应对电网年度或季节性负荷调峰需求。在无法通过其他手段满足调峰要求情况下，采取临时停机的方式配合电网调峰。

CPR1000机组具备参与电网调峰的能力，但核电机组在某些特定的条件下参与调峰风险较大，如寿期末进行机组长期低功率运行、长期日负荷跟踪运行等。应尽量保证核电机组的基荷运行，因为某些不可抗力需要核电机组进行负荷调整时，适当参与调峰。