MODE－A模式核電機組參與調峰適應性分析及建議

王建成，張 濤，張建成，劉崇都，王 欣

（中核核電運行管理有限公司，浙江 海鹽 314300）

MODE－A模式核電機組參與調峰適應性分析及建議

王建成，張 濤，張建成，劉崇都，王 欣

（中核核電運行管理有限公司，浙江 海鹽 314300）

就秦山第二核電廠機組MODE－A固有特性，不適當的調峰方式會不同程度引起放射性污水排放超標、核燃料包殼應力增加、堆芯壽期末硼濃度難以控制、局部反應堆功率瞬態、核燃料廢棄及經濟能損嚴重等癥狀，削弱了該系列反應堆運行安全裕度，極易誘發人因事件。針對這些非安全因素，結合區域電網電源分布結構，參照國外核電機組調峰現狀及經驗反饋，提供可參考的建議。

堆芯瞬態；棒控棒位；安全裕度；非化石能源；移峰填谷

1 國內核電機組運行現狀及模式

20世紀90年代初、國內唯一由電廠“自主設計、自主采購、自主安裝、自主調試”建造模式的CNP650核電機組，其設計基準并未充分考慮參與電力系統調峰技術應對及安全裕度儲備，對20多年后調峰需求始料不及［1］，表1為國內在建、在運核電機組技術特征。

1.1 MODE－A模式

只有一個可調節回路，主要控制棒組均為黑體R型棒組，其移動深度、范圍、速率受堆芯功率軸向分布限制，運行人員通過手動操作改變硼濃度，以限制A棒的位移，A模式通常適用于反應堆長期帶基荷運行，簡稱為“機跟堆”模式。

表1 國內在建、在運核電機組技術特征

1.2 MODE－G模式

以G型主要控制棒組替代了A模式的R型控制棒組，它吸收中子能力比R型控制棒組弱，而且各組G型控制棒組移動時不完全同步，移動時不會造成堆芯功率軸向分布的嚴重畸變，并增加了由電力系統到核反應堆自動反饋回路，反應堆在一定范圍內可快速調節核功率，簡稱為“堆跟機”模式。

1.3 M－SHIM模式

主要控制棒組由AO棒和M棒組成，AO棒用來控制堆芯功率分布，實現較快的功率響應，M棒組用來調節堆芯反應性快速變化。反應堆功率調節時，2組控制棒可以提供足夠反應性價值以補償瞬態，替代了原來使用改變冷卻水硼濃度的方法，大大減少了一回路的廢水量，硼濃度變化僅用于啟堆、停堆，并采用“非能動”的嚴重事故預防及緩解措施。

2 國內外在運核電調峰現狀及評價

從核安全分析，核電機組是否參與調峰或調峰方式取決于反應堆運行模式及技術特征。從電力系統穩定分析，核電機組參與調峰深度與屬地化能源結構、經濟發展、年度運行方式等諸多元素有關，互相之間沒有可比性［2］。

2.1 國內在運核電調峰現狀及評價（見表2）

2.1.1 法定假日降功率運行

除連云港核電之外，法定假日核電機組大部分降功率運行，同時，核電換料大修計劃配合電網躲過迎峰度夏季節。截至目前，國內在運30臺核電機組尚未運行“12－3－6－3”日負荷跟蹤的調峰方式。參照“概率安全分析”（PSA）理念，MODEA運行模式核電機組在一個完整的循環燃料周期內，對降功率深度、累積天數、累計次數有一定限制。

2.1.2 換料后并網日期順延

用這種方式來填補調峰缺口或緩解矛盾并非人們所想象的反應堆熱停堆就是安全的，儲滿核燃料、整裝待發的反應堆對棒控／棒位等相關設備可靠性要求非常高，依舊存在落棒、彈棒的風險、容不得相關設備發生共模故障或疊加性失誤，操縱員警戒級別要比正常發電期間更高。阻擊儲滿核燃料反應堆大修后并網時間越久，安全裕度越低、潛在風險越大。

2.1.3 季節性壓出力運行或調停備用

電力供需矛盾突出的地區部分核電機組長期壓出力運行，海南第二代加核電CNP－650在75%功率平臺上商運63天，相關設備故障率明顯偏高，首次非換料停機小修非常緊張地用了21天。經濟欠發達地區的核電機群，部分機組加入了調停備用的序列。這對核電設備可靠性、安全措施、社會經濟效應提出了更嚴峻的挑戰。反之、核電輸電規劃與電網運行軌跡相吻合的地區，核電機組可長期保持基荷運行或法定節假日適度降功率運行。

2.2 國外在運核電調峰現狀及評價（見表3）

2.2.1 法國機組調峰以氣電、煤電、油電為主，核電為輔

法國核電容量比重占53%，核能發電量比重占77%，盡管法國58臺核電機組大部具備日負荷跟蹤的調峰能力，但基于安全、經濟等方面的考量，一般不采取日負荷跟蹤調峰方法，仍將煤電、氣電、油電、水電等作為優先調整的手段，有選擇性地組織21臺核電機組不參與任何形式的調峰。當電網其它可調容量用盡后才允許核電參與電網季節性調峰。

表2 國內在運核電調峰現狀及評價

表3 國外在運核電調峰現狀及評價

2.2.2 美、日、韓國核電機組帶基荷運行

美、日、韓國核電容量分別占電力系統裝機總和的10%、20%、27%，核能發電量比重分別占20%、29%、34%。由于美、日、韓國的油電、氣電裝機容量比重分別超過25%，45%、32%，且可調資源充足，外加上抽水蓄能電站填補電網峰谷差。美、日、韓國核電（包括煤電）不參與電力系統任何形式的調峰，長期帶基荷運行。

2.2.3 參與調峰的核電機組非計劃停堆小時數偏高

參與調峰的法國核電非計劃停堆小時數449 h、遠高于帶基荷運行的美國108 h、韓國74 h。一定程度上說明了核電運行方式不同，所帶來的運營效果及安全裕度是截然不同的。參與調峰的法國核電機組人因失誤所造成的非計劃停堆小時數為162 h，遠高于帶基荷運行美國、韓國人因失誤所造成的非計劃停堆6 h及0 h，其中一個根本重要原因就是由于實施反應堆功率調節導致操作難度增加，反應堆控制難度增大。

3 MODE－A模式參與調峰不利于安全的技術特征

隨著核電比重逐步遞增，能源行業輿情要求核電參與調峰呼聲也會越來越高。這并不是“一刀切”可以解決問題的，其與屬地化能源結構、經濟發展、電量消納方向有關，因為電力系統歷來是按分區、分層控制的。國內核電從無到有、從小到大已有20多年的發展史，始源于90年代初設計的MODE－A“機跟堆”模式的安全基準是控制堆芯瞬態，對頻繁降功率或壓出力運行存在一定風險或潛移默化地埋下隱患［3］。

3.1 易發生落棒、彈棒嚴重事故

如果MODE－A模式反應堆頻繁升降功率，無疑增加了棒控、棒位系統的損耗，尤其是控制棒與控制棒導向管之間的磨損，易發生控制棒落棒事故、彈棒事故。如果控制棒插入過深將引發局部徑向功率峰，降低反應堆安全裕度，如圖1所示。

圖1 控制棒下插入深度對徑向功率分布的影響

3.2 放射性廢水排放超標

如果MODE－A模式反應堆頻繁升降功率，必然伴隨著化容控制系統頻繁稀釋及硼化操作，在這個過程會產生大量的放射性水，增加了三廢系統的負擔，由于“機跟堆”模式的三廢系統處理能力有限，在整個循環燃料周期內，當1臺MODE－A模式核電機組帶基荷運行時，三廢系統需要處理的水量是2 460 m3，基本做到“零排放”。當調峰方式運行時，三廢系統需要處理的水量是3 470 m3，則有一定量的放射性廢液排放到海里，對社會環境產生負面效應，如圖2所示。

圖2 三廢系統硼調節過程示意圖

3.3 堆芯功率瞬態難以控制

如果MODE－A模式反應堆頻繁升降功率，中毒效應對堆功率的變化有瞬態影響，裂變產物中一些核具有較大的中子吸收截面和產額，以氙－135和釤－149為主要代表的毒物，其產生和消失與堆功率變化密切相關，結果是堆功率變化和毒物變化在空間分布和時間上相互影響。功率調節棒必須不斷動作以補償毒物的影響，毒物瞬態效應明顯，稍有不順或不慎堆芯功率嚴重畸變甚至局部超功率燒毀。MODE－A模式堆芯壽期末段，堆芯燃料組件后備反應性消耗殆盡，逐步失去參與調峰的能力，已無可控制手段增加反應性補償氙毒和釤毒瞬態增加的變化，一旦降功率后的堆功率將伴隨著毒性的逐步增強不可控地降低，嚴重時甚至會出現臨界停堆狀態。

升堆功率由氙引起的負反應性變化如圖3所示，降堆功率由氙引起的負反應性變化如圖4所示。

圖3 升堆功率由氙引起的負反應性變化

圖4 降堆功率由氙引起的負反應性變化

3.4 燃料包殼破損概率增大

如果MODE－A模式反應堆頻繁升降功率，PCMI（燃料包殼與燃料芯塊相互作用）燃料芯塊對包殼的局部應力總是伴隨著功率變化而變化，熱應力作用下芯塊產生裂紋，繼而輻照密實、包殼局部的過應力或過變力有可能導致包殼局部疲勞破損。特別是在高燃耗下包殼延展性明顯降低時低功率運行時間持續越長，發生燃料包殼破損的概念越大。其次，核燃料芯塊與包殼的相互作用限制了反應堆升降功率的速率，如圖5所示。

3.5 核燃料廢棄及經濟能損嚴重

圖5 堆芯塊與包殼隨輻照的變化及作用

MODE－A模式機組換料周期相對固定，連續運行18個月換1次料。在這個周期中，無論機組滿發、壓出力運行或停機備用，到期后都必須更換核燃料。在運行過程中頻繁降升功率會導致燃料燃耗不充分而產生棄料。同時，棄料的增加，也增加了后端乏燃料處理的難度和成本，這是MODE－A模式機組與其它化石能源的不同之處。

MODE－A模式核電機組上網電價是按基荷測算的，由于建設投資巨大，還貸周期漫長，參與調峰后的機組負荷因子降低，導致還貸年限延長，額外增加了利息支出，影響投資方受益［4］。

由于MODE－A模式機組常規島汽輪機靠濕蒸汽推動，反應堆頻繁升降功率給核蒸汽供應系統部分組件帶來金屬性低周疲勞，致使相關設備可靠性、運行壽命均有所降低。調峰壓出力越低、機組熱力循環效率越低，且廠用電率越高［3］，如圖6所示。

圖6 廠用電率隨機組負荷降低呈反比增加趨勢

3.6 非數字化儀控反應堆功率調節控制難度相對偏大

與MODE－A模式非數字化儀控系統相比對，全數字化儀控系統使核電機組對負荷變動的暫態過程中相關參數的控制品質更為理想，各系統的壓力、水位、溫度、流量等參數跟蹤負荷變化，抗干擾能力、安全裕度有所增強。加上先進、智能化的人機對話界面，有助于操縱員面對經常性的負荷變化及突發暫態工況能從容應對。反之，MODE－A模式核電機組非數字化儀控系統在執行調峰過渡過程中，對當值操縱員心理素質、專業素養、身體狀況提出了更高的要求，人為失誤風險或人因事件概率相對增大。

4 建議

4.1 核電前期選址初可研階段應納入調峰必要性、可行性、安全性、經濟性論證

海南核電前期選址初可研階段因“大機小網”困擾，始終把參與調峰作為項目能否成立的充分必要條件。為此設計、設備、安裝、調試做了大量細致的技術應對及安全裕度儲備。除此之外、其它在運、在建核電機組的前期選址初可研階段“輸電規劃”及“接入系統”報告，均未有核電參與電力系統調峰的詳細論證或提出調峰需求，通常給出的結論是令人樂觀的。廣西無配套建設的大型抽水蓄能電站，防城港第二代加核電CPR－1000率先把參與日負荷跟蹤的調峰性能作為機組首次并網的一項重要試驗。徐大堡第三代核電AP－1000工程建設初具規模，又陷入了調峰深度、電量消納的難題，經濟欠發達地區在役核電機組出現了季節性調停備用現狀。這種核電輸電規劃被現實版運行軌跡所顛覆的現象，足夠引起正在緊鑼密鼓進行中的核電前期選址初可研階段項目的高度關注［5］。

DL／T5429—2009《電力系統設計規程》3.0.7條：“電力系統設計的設計水平年宜與國民經濟與社會發展規劃的年份相一致，遠景展望取今后10～15年的某一年”。核電項目前期選址初可研階段“輸電規劃”及“接入系統設計”應納入調峰必要性與合理性論證，以便于業主全方位地權衡利弊或技術上做好安全裕度的儲備。

4.2 統籌優化網廠檢修計劃及停服役工期，緩解季節性調峰壓力

法國核電不可忽略的特征是核電與電網同屬法國電力公司旗下，網廠運行方式、檢修計劃及停服役工期、優先發電、優先調峰順序是站在“安全性、經濟性、合理性”的公司整體角度來精細化一攬子統籌運作制定的。從源頭上避免了核電參與日負荷跟蹤調峰，大量地減小了核電壓出力運行的深度。

我國核電與電網歷來是2個行業、戰略合作伙伴式的協調關系，無法統一精細化地運作管控網廠檢修計劃及停服役工期，充其量只能做一些大概協調。盡管電網年度運行方式充分考慮了核電大修窗口計劃，但行業不同、職責不同，所追求的目標固然不同，雙方在時間、空間、細節上忽略了一些可利用的契機或可優化的空間，例如燃氣機啟停機最快，油電其次，煤電較快，核電最慢并且升降功率速率有限制等。如果核電及電網的安全文化理念互相包容、相輔相成，雙方高層建立定期熱線聯絡制度，運行方式建立定期互信交流、網廠工況通報制度，電網運行方式人才與核電操縱員人才實施輪崗掛職，其核電與停服役計劃、檢修工期一攬子精細化運作及管控［6］，非化石能源及輸變電系統年利用小時數還可以得到有效提升。

4.3 建立網、核、蓄聯合運行方式，提升非化石能源的競爭力

抽水蓄能電站在電網負荷高峰時向用戶輸送電能，在負荷低谷時吸收電網過剩的能量，其移峰填谷功能是其它任何類型電源所不具備的［7］。90年代末，為秦山、大亞灣核電配套建設的天荒坪6× 300 MW、廣州8×300 MW抽水蓄能電站，奠定了核電帶基荷的運行模式。伴隨著浙江仙居4×375 MW抽水蓄能電站即將投運，未來的3～5年內在建的浙江天荒坪二期6×350 MW、江蘇溧陽5×300 MW、安徽金寨4×300 MW、安徽績溪6×300 MW等超大型抽水蓄能電站將陸續投運，浙江電網及華東電網調峰及旋轉備用容量緊張的局面將有所改觀。

如果區外特高壓交直流來電暫時不參與任何形式的調峰情況下，有必要提前規劃或商榷建立網、核、蓄三者聯合運行方式，可揚長避短，互相補償，相得益彰，以適應電力系統填峰移谷的需求。對電網而言，全面履行了國家電網“一強三優”的社會責任感。對MODE－A核電而言，控制了人因事件及非安全元素、保障了基荷電價下的負荷因子。對抽水蓄能而言，有效地降低其運行成本，提高競爭力，降低經營風險。抽水蓄能主要承擔日負荷調節，庫容有限，如果分布點多，3～5天也許能滿足調峰需求，國慶、春節7天長假或冬季調峰全部指望抽水蓄能有一定難度。

4.4 用好、用足區域電網內可調資源

如表4所示，華東電網主要承擔四省一市聯絡線潮流平衡、運行方式、電力市場交易電量，區外特高壓交直流來電的消納平衡［5］等，同時統調14個直調電廠12臺火電、16臺抽水蓄能、6臺核電、15臺水電機組上網關口電量［8］。

表4 華東電網統調機組容量

參照國內外電網運行方式經驗反饋，如果水電、抽水蓄能等可再生資源的容量占系統總電源容量的20%，核電機組可保持基荷運行，電網的峰谷差也是可控的。就華東電網14個直調電廠而言，水電、抽水蓄能、核電等非化石能源的比重高于煤電等化石能源，49臺統調機組電量通過省際交互式聯絡線落地于華東四省一市，非化石能源及新能源電量消納是有保障的。

區外特高壓交、直流來電占華東四省一市用電負荷的43%，除了有效地緩解了迎峰度夏的用電缺口之外，也使法定節假日及冬季峰谷差矛盾異常突出。從技術可行性角度，有必要審時度勢地考慮一下區外特高壓來電參與調峰的必要性、合理性。如果法定假日及冬季區外特高壓來電的運行方式不受任何約束，則明顯起到了峰谷差反調峰的作用，單靠屬地化在役機組調峰深度來維持法定節假日及冬季的供需平衡，那么煤電、氣電、油電等化石能源難堪重負，激化了當地能源企業之間的矛盾。除了新能源的光電、風電有自然特征外，非化石能源的核電、水電、抽水蓄能也未必得到最大有效利用。

經理論計算：如果目前區外特高壓交流來電選擇性地參與調峰，一定程度緩解華東四省一市電網法定節假日及冬季的調峰壓力，機組壓出力深度或調停備用機組數量將明顯減少，當地非化石能源利用率還可以提高。如果區外特高壓交直流來電聯合選擇性地參與調峰，華東四省一市電網法定節假日及冬季調峰容量仍有盈余。

［1］王建成.秦山核電500 kV輸電系統的計算論證及優化［J］.東北電力技術，2014，35（6）：1－4.

［2］王 勇，朱洪波，李東野.核電機組參與遼寧電網調峰研究［J］.東北電力技術，2015，36（12）：28－32.

［3］王亦楠.總理為什么要求核電必須“絕對保證安全”［R］.中國經濟周刊，2015（24）：15－16.

［4］葉 鵬，馬曉東，朱 鈺，等.核電機組參與電網聯合調峰策略研究綜述［J］.東北電力技術，2014，35（9）：55－59.

［5］張雪松，張成恩，徐有寧.遼寧發展核電項目的前景分析［J］.東北電力技術，2006，27（7）：49－52.

［6］宋卓然，商文穎，宋穎巍，等.核電發展現狀及調峰可行性分析［J］.東北電力技術，2015，36（5）：40－44.

［7］趙 潔，劉滌塵，雷慶生，等.核電機組參與電網調峰及與抽水蓄能電站聯合運行研究［J］.中國電機工程學報，2011，31（7）：1－6.

［8］陸建宇，王 強，申建建，等.華東電網直調多電源短期聯合優化調度方法［J］.華東電力，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，高級工程師，研究方向為核電機組穩定運行。

2016－03－06）