MODE－A模式核电机组参与调峰适应性分析及建议

王建成，张 涛，张建成，刘崇都，王 欣

（中核核电运行管理有限公司，浙江 海盐 314300）

MODE－A模式核电机组参与调峰适应性分析及建议

王建成，张 涛，张建成，刘崇都，王 欣

（中核核电运行管理有限公司，浙江 海盐 314300）

就秦山第二核电厂机组MODE－A固有特性，不适当的调峰方式会不同程度引起放射性污水排放超标、核燃料包壳应力增加、堆芯寿期末硼浓度难以控制、局部反应堆功率瞬态、核燃料废弃及经济能损严重等症状，削弱了该系列反应堆运行安全裕度，极易诱发人因事件。针对这些非安全因素，结合区域电网电源分布结构，参照国外核电机组调峰现状及经验反馈，提供可参考的建议。

堆芯瞬态；棒控棒位；安全裕度；非化石能源；移峰填谷

1 国内核电机组运行现状及模式

20世纪90年代初、国内唯一由电厂“自主设计、自主采购、自主安装、自主调试”建造模式的CNP650核电机组，其设计基准并未充分考虑参与电力系统调峰技术应对及安全裕度储备，对20多年后调峰需求始料不及［1］，表1为国内在建、在运核电机组技术特征。

1.1 MODE－A模式

只有一个可调节回路，主要控制棒组均为黑体R型棒组，其移动深度、范围、速率受堆芯功率轴向分布限制，运行人员通过手动操作改变硼浓度，以限制A棒的位移，A模式通常适用于反应堆长期带基荷运行，简称为“机跟堆”模式。

表1 国内在建、在运核电机组技术特征

1.2 MODE－G模式

以G型主要控制棒组替代了A模式的R型控制棒组，它吸收中子能力比R型控制棒组弱，而且各组G型控制棒组移动时不完全同步，移动时不会造成堆芯功率轴向分布的严重畸变，并增加了由电力系统到核反应堆自动反馈回路，反应堆在一定范围内可快速调节核功率，简称为“堆跟机”模式。

1.3 M－SHIM模式

主要控制棒组由AO棒和M棒组成，AO棒用来控制堆芯功率分布，实现较快的功率响应，M棒组用来调节堆芯反应性快速变化。反应堆功率调节时，2组控制棒可以提供足够反应性价值以补偿瞬态，替代了原来使用改变冷却水硼浓度的方法，大大减少了一回路的废水量，硼浓度变化仅用于启堆、停堆，并采用“非能动”的严重事故预防及缓解措施。

2 国内外在运核电调峰现状及评价

从核安全分析，核电机组是否参与调峰或调峰方式取决于反应堆运行模式及技术特征。从电力系统稳定分析，核电机组参与调峰深度与属地化能源结构、经济发展、年度运行方式等诸多元素有关，互相之间没有可比性［2］。

2.1 国内在运核电调峰现状及评价（见表2）

2.1.1 法定假日降功率运行

除连云港核电之外，法定假日核电机组大部分降功率运行，同时，核电换料大修计划配合电网躲过迎峰度夏季节。截至目前，国内在运30台核电机组尚未运行“12－3－6－3”日负荷跟踪的调峰方式。参照“概率安全分析”（PSA）理念，MODEA运行模式核电机组在一个完整的循环燃料周期内，对降功率深度、累积天数、累计次数有一定限制。

2.1.2 换料后并网日期顺延

用这种方式来填补调峰缺口或缓解矛盾并非人们所想象的反应堆热停堆就是安全的，储满核燃料、整装待发的反应堆对棒控／棒位等相关设备可靠性要求非常高，依旧存在落棒、弹棒的风险、容不得相关设备发生共模故障或叠加性失误，操纵员警戒级别要比正常发电期间更高。阻击储满核燃料反应堆大修后并网时间越久，安全裕度越低、潜在风险越大。

2.1.3 季节性压出力运行或调停备用

电力供需矛盾突出的地区部分核电机组长期压出力运行，海南第二代加核电CNP－650在75%功率平台上商运63天，相关设备故障率明显偏高，首次非换料停机小修非常紧张地用了21天。经济欠发达地区的核电机群，部分机组加入了调停备用的序列。这对核电设备可靠性、安全措施、社会经济效应提出了更严峻的挑战。反之、核电输电规划与电网运行轨迹相吻合的地区，核电机组可长期保持基荷运行或法定节假日适度降功率运行。

2.2 国外在运核电调峰现状及评价（见表3）

2.2.1 法国机组调峰以气电、煤电、油电为主，核电为辅

法国核电容量比重占53%，核能发电量比重占77%，尽管法国58台核电机组大部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方法，仍将煤电、气电、油电、水电等作为优先调整的手段，有选择性地组织21台核电机组不参与任何形式的调峰。当电网其它可调容量用尽后才允许核电参与电网季节性调峰。

表2 国内在运核电调峰现状及评价

表3 国外在运核电调峰现状及评价

2.2.2 美、日、韩国核电机组带基荷运行

美、日、韩国核电容量分别占电力系统装机总和的10%、20%、27%，核能发电量比重分别占20%、29%、34%。由于美、日、韩国的油电、气电装机容量比重分别超过25%，45%、32%，且可调资源充足，外加上抽水蓄能电站填补电网峰谷差。美、日、韩国核电（包括煤电）不参与电力系统任何形式的调峰，长期带基荷运行。

2.2.3 参与调峰的核电机组非计划停堆小时数偏高

参与调峰的法国核电非计划停堆小时数449 h、远高于带基荷运行的美国108 h、韩国74 h。一定程度上说明了核电运行方式不同，所带来的运营效果及安全裕度是截然不同的。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 h，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 h及0 h，其中一个根本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。

3 MODE－A模式参与调峰不利于安全的技术特征

随着核电比重逐步递增，能源行业舆情要求核电参与调峰呼声也会越来越高。这并不是“一刀切”可以解决问题的，其与属地化能源结构、经济发展、电量消纳方向有关，因为电力系统历来是按分区、分层控制的。国内核电从无到有、从小到大已有20多年的发展史，始源于90年代初设计的MODE－A“机跟堆”模式的安全基准是控制堆芯瞬态，对频繁降功率或压出力运行存在一定风险或潜移默化地埋下隐患［3］。

3.1 易发生落棒、弹棒严重事故

如果MODE－A模式反应堆频繁升降功率，无疑增加了棒控、棒位系统的损耗，尤其是控制棒与控制棒导向管之间的磨损，易发生控制棒落棒事故、弹棒事故。如果控制棒插入过深将引发局部径向功率峰，降低反应堆安全裕度，如图1所示。

图1 控制棒下插入深度对径向功率分布的影响

3.2 放射性废水排放超标

如果MODE－A模式反应堆频繁升降功率，必然伴随着化容控制系统频繁稀释及硼化操作，在这个过程会产生大量的放射性水，增加了三废系统的负担，由于“机跟堆”模式的三废系统处理能力有限，在整个循环燃料周期内，当1台MODE－A模式核电机组带基荷运行时，三废系统需要处理的水量是2 460 m3，基本做到“零排放”。当调峰方式运行时，三废系统需要处理的水量是3 470 m3，则有一定量的放射性废液排放到海里，对社会环境产生负面效应，如图2所示。

图2 三废系统硼调节过程示意图

3.3 堆芯功率瞬态难以控制

如果MODE－A模式反应堆频繁升降功率，中毒效应对堆功率的变化有瞬态影响，裂变产物中一些核具有较大的中子吸收截面和产额，以氙－135和钐－149为主要代表的毒物，其产生和消失与堆功率变化密切相关，结果是堆功率变化和毒物变化在空间分布和时间上相互影响。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甚至局部超功率烧毁。MODE－A模式堆芯寿期末段，堆芯燃料组件后备反应性消耗殆尽，逐步失去参与调峰的能力，已无可控制手段增加反应性补偿氙毒和钐毒瞬态增加的变化，一旦降功率后的堆功率将伴随着毒性的逐步增强不可控地降低，严重时甚至会出现临界停堆状态。

升堆功率由氙引起的负反应性变化如图3所示，降堆功率由氙引起的负反应性变化如图4所示。

图3 升堆功率由氙引起的负反应性变化

图4 降堆功率由氙引起的负反应性变化

3.4 燃料包壳破损概率增大

如果MODE－A模式反应堆频繁升降功率，PCMI（燃料包壳与燃料芯块相互作用）燃料芯块对包壳的局部应力总是伴随着功率变化而变化，热应力作用下芯块产生裂纹，继而辐照密实、包壳局部的过应力或过变力有可能导致包壳局部疲劳破损。特别是在高燃耗下包壳延展性明显降低时低功率运行时间持续越长，发生燃料包壳破损的概念越大。其次，核燃料芯块与包壳的相互作用限制了反应堆升降功率的速率，如图5所示。

3.5 核燃料废弃及经济能损严重

图5 堆芯块与包壳随辐照的变化及作用

MODE－A模式机组换料周期相对固定，连续运行18个月换1次料。在这个周期中，无论机组满发、压出力运行或停机备用，到期后都必须更换核燃料。在运行过程中频繁降升功率会导致燃料燃耗不充分而产生弃料。同时，弃料的增加，也增加了后端乏燃料处理的难度和成本，这是MODE－A模式机组与其它化石能源的不同之处。

MODE－A模式核电机组上网电价是按基荷测算的，由于建设投资巨大，还贷周期漫长，参与调峰后的机组负荷因子降低，导致还贷年限延长，额外增加了利息支出，影响投资方受益［4］。

由于MODE－A模式机组常规岛汽轮机靠湿蒸汽推动，反应堆频繁升降功率给核蒸汽供应系统部分组件带来金属性低周疲劳，致使相关设备可靠性、运行寿命均有所降低。调峰压出力越低、机组热力循环效率越低，且厂用电率越高［3］，如图6所示。

图6 厂用电率随机组负荷降低呈反比增加趋势

3.6 非数字化仪控反应堆功率调节控制难度相对偏大

与MODE－A模式非数字化仪控系统相比对，全数字化仪控系统使核电机组对负荷变动的暂态过程中相关参数的控制品质更为理想，各系统的压力、水位、温度、流量等参数跟踪负荷变化，抗干扰能力、安全裕度有所增强。加上先进、智能化的人机对话界面，有助于操纵员面对经常性的负荷变化及突发暂态工况能从容应对。反之，MODE－A模式核电机组非数字化仪控系统在执行调峰过渡过程中，对当值操纵员心理素质、专业素养、身体状况提出了更高的要求，人为失误风险或人因事件概率相对增大。

4 建议

4.1 核电前期选址初可研阶段应纳入调峰必要性、可行性、安全性、经济性论证

海南核电前期选址初可研阶段因“大机小网”困扰，始终把参与调峰作为项目能否成立的充分必要条件。为此设计、设备、安装、调试做了大量细致的技术应对及安全裕度储备。除此之外、其它在运、在建核电机组的前期选址初可研阶段“输电规划”及“接入系统”报告，均未有核电参与电力系统调峰的详细论证或提出调峰需求，通常给出的结论是令人乐观的。广西无配套建设的大型抽水蓄能电站，防城港第二代加核电CPR－1000率先把参与日负荷跟踪的调峰性能作为机组首次并网的一项重要试验。徐大堡第三代核电AP－1000工程建设初具规模，又陷入了调峰深度、电量消纳的难题，经济欠发达地区在役核电机组出现了季节性调停备用现状。这种核电输电规划被现实版运行轨迹所颠覆的现象，足够引起正在紧锣密鼓进行中的核电前期选址初可研阶段项目的高度关注［5］。

DL／T5429—2009《电力系统设计规程》3.0.7条：“电力系统设计的设计水平年宜与国民经济与社会发展规划的年份相一致，远景展望取今后10～15年的某一年”。核电项目前期选址初可研阶段“输电规划”及“接入系统设计”应纳入调峰必要性与合理性论证，以便于业主全方位地权衡利弊或技术上做好安全裕度的储备。

4.2 统筹优化网厂检修计划及停服役工期，缓解季节性调峰压力

法国核电不可忽略的特征是核电与电网同属法国电力公司旗下，网厂运行方式、检修计划及停服役工期、优先发电、优先调峰顺序是站在“安全性、经济性、合理性”的公司整体角度来精细化一揽子统筹运作制定的。从源头上避免了核电参与日负荷跟踪调峰，大量地减小了核电压出力运行的深度。

我国核电与电网历来是2个行业、战略合作伙伴式的协调关系，无法统一精细化地运作管控网厂检修计划及停服役工期，充其量只能做一些大概协调。尽管电网年度运行方式充分考虑了核电大修窗口计划，但行业不同、职责不同，所追求的目标固然不同，双方在时间、空间、细节上忽略了一些可利用的契机或可优化的空间，例如燃气机启停机最快，油电其次，煤电较快，核电最慢并且升降功率速率有限制等。如果核电及电网的安全文化理念互相包容、相辅相成，双方高层建立定期热线联络制度，运行方式建立定期互信交流、网厂工况通报制度，电网运行方式人才与核电操纵员人才实施轮岗挂职，其核电与停服役计划、检修工期一揽子精细化运作及管控［6］，非化石能源及输变电系统年利用小时数还可以得到有效提升。

4.3 建立网、核、蓄联合运行方式，提升非化石能源的竞争力

抽水蓄能电站在电网负荷高峰时向用户输送电能，在负荷低谷时吸收电网过剩的能量，其移峰填谷功能是其它任何类型电源所不具备的［7］。90年代末，为秦山、大亚湾核电配套建设的天荒坪6× 300 MW、广州8×300 MW抽水蓄能电站，奠定了核电带基荷的运行模式。伴随着浙江仙居4×375 MW抽水蓄能电站即将投运，未来的3～5年内在建的浙江天荒坪二期6×350 MW、江苏溧阳5×300 MW、安徽金寨4×300 MW、安徽绩溪6×300 MW等超大型抽水蓄能电站将陆续投运，浙江电网及华东电网调峰及旋转备用容量紧张的局面将有所改观。

如果区外特高压交直流来电暂时不参与任何形式的调峰情况下，有必要提前规划或商榷建立网、核、蓄三者联合运行方式，可扬长避短，互相补偿，相得益彰，以适应电力系统填峰移谷的需求。对电网而言，全面履行了国家电网“一强三优”的社会责任感。对MODE－A核电而言，控制了人因事件及非安全元素、保障了基荷电价下的负荷因子。对抽水蓄能而言，有效地降低其运行成本，提高竞争力，降低经营风险。抽水蓄能主要承担日负荷调节，库容有限，如果分布点多，3～5天也许能满足调峰需求，国庆、春节7天长假或冬季调峰全部指望抽水蓄能有一定难度。

4.4 用好、用足区域电网内可调资源

如表4所示，华东电网主要承担四省一市联络线潮流平衡、运行方式、电力市场交易电量，区外特高压交直流来电的消纳平衡［5］等，同时统调14个直调电厂12台火电、16台抽水蓄能、6台核电、15台水电机组上网关口电量［8］。

表4 华东电网统调机组容量

参照国内外电网运行方式经验反馈，如果水电、抽水蓄能等可再生资源的容量占系统总电源容量的20%，核电机组可保持基荷运行，电网的峰谷差也是可控的。就华东电网14个直调电厂而言，水电、抽水蓄能、核电等非化石能源的比重高于煤电等化石能源，49台统调机组电量通过省际交互式联络线落地于华东四省一市，非化石能源及新能源电量消纳是有保障的。

区外特高压交、直流来电占华东四省一市用电负荷的43%，除了有效地缓解了迎峰度夏的用电缺口之外，也使法定节假日及冬季峰谷差矛盾异常突出。从技术可行性角度，有必要审时度势地考虑一下区外特高压来电参与调峰的必要性、合理性。如果法定假日及冬季区外特高压来电的运行方式不受任何约束，则明显起到了峰谷差反调峰的作用，单靠属地化在役机组调峰深度来维持法定节假日及冬季的供需平衡，那么煤电、气电、油电等化石能源难堪重负，激化了当地能源企业之间的矛盾。除了新能源的光电、风电有自然特征外，非化石能源的核电、水电、抽水蓄能也未必得到最大有效利用。

经理论计算：如果目前区外特高压交流来电选择性地参与调峰，一定程度缓解华东四省一市电网法定节假日及冬季的调峰压力，机组压出力深度或调停备用机组数量将明显减少，当地非化石能源利用率还可以提高。如果区外特高压交直流来电联合选择性地参与调峰，华东四省一市电网法定节假日及冬季调峰容量仍有盈余。

［1］王建成.秦山核电500 kV输电系统的计算论证及优化［J］.东北电力技术，2014，35（6）：1－4.

［2］王 勇，朱洪波，李东野.核电机组参与辽宁电网调峰研究［J］.东北电力技术，2015，36（12）：28－32.

［3］王亦楠.总理为什么要求核电必须“绝对保证安全”［R］.中国经济周刊，2015（24）：15－16.

［4］叶 鹏，马晓东，朱 钰，等.核电机组参与电网联合调峰策略研究综述［J］.东北电力技术，2014，35（9）：55－59.

［5］张雪松，张成恩，徐有宁.辽宁发展核电项目的前景分析［J］.东北电力技术，2006，27（7）：49－52.

［6］宋卓然，商文颖，宋颖巍，等.核电发展现状及调峰可行性分析［J］.东北电力技术，2015，36（5）：40－44.

［7］赵 洁，刘涤尘，雷庆生，等.核电机组参与电网调峰及与抽水蓄能电站联合运行研究［J］.中国电机工程学报，2011，31（7）：1－6.

［8］陆建宇，王 强，申建建，等.华东电网直调多电源短期联合优化调度方法［J］.华东电力，2013，41（5）：931－937.

Analysis and Suggestion on Nuclear Power Unit Participating in Grid Peak Regulation Based on MODE⁃A

WANG Jian⁃cheng，ZHANG Tao，ZHANG Jian⁃cheng，LIU Chong⁃du，WANG Xin
（CNNC Nuclear Power Operation Management Co.，Ltd.，Haiyan，Zhejiang 314300，China）

As for the inhered characteristic of Qinshan Nuclear Power Plant phaseⅡMODE⁃A，grid peak regulation or lower power operation can lead to different scale，the radioactive waste liquid excessive release，nuclear fuel tube stression increase，uncontrollabil⁃ity of boracic acid concentration in the last period for the reactor core，partial reactor power transient and nuclear fuel discarded which result in economy loss which can reduce the reactor operation safety redundancy.According to current status and feedback of overseas nuclear power plant peak value regulation，the reference suggestion combined with region grid power source structure for the non⁃safety factor is provided.

Reactor core transient；Control rod position；Safety redundancy；Non⁃fossil energy；Compensate trough with the power grid peak

TM623

A

1004－7913（2016）06－0057－06

王建成（1954—），男，高级工程师，研究方向为核电机组稳定运行。

2016－03－06）