汪梦麟

（华中电网公司，湖北武汉，430077）

　　当全球石化矿物能源资源日趋紧张和生态环境保护形势日益严峻的情况下，清洁能源的核电厂必将获得发展。但是，由于核电厂适于带基荷的特点就要求必须有调节能力强的电厂互相配合，当前国际上通行的方式为核电站与抽水蓄能电站配合补偿运行。

1 　电力负荷的自然特性

　　电力负荷由国民经济和社会各行业用电负荷构成，如第一、二、三产业，其中有重工业、轻工业、交通运输业、商业、农业及生活用电负荷。各种用电负荷在一日内都有其各自的变化规律，如连续生产的重工业和轻工业，在24（16）h负荷大体均衡，商业、生活用电则出现晚高峰和后夜低谷负荷。在一年内各类用电负荷又随季节而变化，如制冷制热空调、电热、照明等。电力系统用电负荷曲线是综合各类实际用电负荷随时间变化的轨迹，其中：

　　最高负荷：一日内负荷曲线达到的最高峰值负荷（kW，下同）；

　　最低负荷：一日内负荷曲线达到的最低值负荷；

　　平均负荷：根据24 h实际负荷值，计算得出的平均负荷值；

　　峰谷差 = 最高负荷－最低负荷；

　　峰荷：平均负荷水平线以上至最高负荷之间的负荷区；

　　基荷：最低负荷水平线以下的负荷区；

　　腰荷：最低负荷水平线以上至平均负荷线之间的负荷区；

　　负荷率：（平均负荷÷最高负荷）×100%，由电力系统用电负荷曲线计算出用电负荷率。

　　负荷率越高，设备利用率越高，在用电紧张时期则能以较少的发电装机容量满足同等的用电需求；负荷率降低，峰谷差增大，则可能导致高峰缺电，低谷电力过剩。对于发电厂，提高发电负荷率可相对降低厂用电率和煤耗率，降低发电成本，促进经济运行。

　　电力系统电力负荷的自然特性都将使用电负荷率不高，约为65%~70%。为减少其不利影响，可采取调荷节电、移峰填谷的措施，如实行大城市分区轮休，使用经济杠杆实行峰谷分时电价，推广低谷蓄热蓄冷技术等，努力提高负荷率到75%~80%。在用电紧缺时期，电网被迫采取高峰时段拉路限电措施，人为提高负荷率到85%以上，但这是以降低供电可靠率为代价，要力戒避免。

2 　核电站的运行特性

　　核电站由核岛（核反应堆，我国多使用压水堆型）中低浓缩铀经可控链式裂变反应产生的热量由作为慢化剂和冷却剂的第一回路高压循环水带出，在蒸汽发生器内经过热交换传热给第二回路水，产生中压饱和蒸汽送到常规岛推动中压（约6.5 MPa）汽轮发电机组发电。核反应堆的启动和停堆是由强吸收中子材料的控制棒插入或提出来控制核燃料的链式裂变反应而实现的，并以此控制反应堆产生的热能和发电出力。核电站的运行特性是要求带稳定额定功率经济运行，其调节性能较差，在电网内不适合频繁变负荷调节，只适合带基荷运行。

　　核电厂的运行特性决定它必须与电力系统中调节性能强的其它类型发电厂配合补偿运行。

3 　抽水蓄能电站

　　抽水蓄能电站是人为选择建设的以水的势能蓄低谷电能的电站，在电力系统内主要起调峰作用。抽水蓄能电站按地形条件建有上池和下池，上池或下池选择与河流相连，以补充来水，起到部分水电站的作用。上下池发电水头愈高，发出同等电力时所需水量愈小，设备选型和效率也愈高，现代抽水蓄能电站上下池高差多在150~600 m左右。主设备多选用大容量两机可逆式（水轮机-水泵）机组，单机容量300 MW，全厂装机容量1.2~1.8 GW。抽水蓄能电站尽可能选厂址靠近电力负荷中心，以利于更好地发挥其优势。还应当指出，一般只有在区域电网内调节能力强的高坝大库水电资源充分开发后才应考虑建设抽水蓄能电站调峰，因为它毕竟在以电换电的生产工艺流程中将损耗1/4的电能。抽水蓄能电站运行方式及特点是：

　　（1）抽水蓄能电站是电网灵活机动的调峰电源。其运行方式是以电力系统中多余的低谷电能抽水蓄能，高峰时段再用蓄水势能发电，严格来讲，纯抽水蓄能电站不是真正意义的发电厂，而是用低谷电力换高峰电力的换电站，它不完全具备装机容量及发电量效益。两机可逆式抽水蓄能电站的能源转换效率=（发电量÷用电量）×100%，约为75%~80%，相当于用4 kWh低谷电量转换为3 kWh高峰电量。抽水蓄能电站调节性能灵活强劲，运行方式为顶峰填谷，发电-用电抽水往复循环，一般每日晨6时至晚22时顶峰发电运行，低谷时段22时至次日晨6时即后夜8小时抽水蓄能。与一般水火电调峰机组不同，抽水蓄能机组既能顶峰又能填谷，它能提高火电、核电发电负荷率，促进安全稳定经济运行，因此它是性能良好的电网调峰电源。

　　（2）电网调频。抽水蓄能电站启停、增减负荷迅速，不受热力温度控制，由于发电-抽水可逆式机组调节范围大，能够适应电网负荷的急剧变化引起的电网频率波动而相应调节出力，其调频性能优异，可以作为灵活可靠的电网调频电源。

　　（3）事故备用电源。抽水蓄能电站从启动到带满负荷只需2~3 min，由抽水工况转换到发电也仅需3~4 min，灵活迅速，适用于电力系统的事故备用电源。电力系统的事故备用表现为两种形式，一是部分发电厂主力机组突发事故停机，系统有功出力不足，频率下降，此时抽水蓄能电站可立即发电作为电源支撑点维持系统供需平衡，保证电能质量和安全稳定。如广东电网在大亚湾核电机组运行初期，曾多次发生甩负荷90万kW事故，在紧急情况下，广州抽水蓄能电站立即发电起到了事故备用电源作用，保证了广东电网安全稳定运行；二是当系统内输变电设备事故大面积停电甩负荷时，电网有功出力过剩，频率升高，如采用火电机组和径流式水电机组切机调整，将造成浪费能源且操作复杂，此时如抽水蓄能电站上池未满，则可以抽水蓄能方式运行，既平衡电网需求吸纳过剩电力又可蓄能发电。抽水蓄能电站既是发电备用电源，又是备用用电负荷，对电网调节十分有利。

　　（4）电网调相。抽水蓄能电站如距负荷中心较近，当电力系统需要时，无论是在发电工况或抽水工况均可兼作调相机使用，发出进相或滞相无功功率，调节系统电压，提高电网监测点的电压合格率。

　　（5）运营条件。抽水蓄能电站在电力系统中起到重要的调峰作用，为促使火电、核电及径流式水电机组提高发电负荷率，降低成本提高效益作出了贡献，已为世所公认，但作为为电网和电厂服务的电力企业，则必须在经济核算中体现出自身的经济效益。其计算的基础就是必须实行合理的多费率电价，如峰期发电上网电价、谷期抽水用电电价、事故电价、调相电价等，在此基础上取得合法的资产利润率，这是抽水蓄能电站运营的必要条件。

4 　核电站与抽水蓄能电站的配合补偿运行

　　基于用电负荷的本身特性，每日昼间及傍晚为峰值负荷期，夜间为低谷负荷期，随着国民经济的发展，峰谷用电负荷差经常变化并呈日益增大的趋势。为此，电力系统组织电力生产就必须要求各类型发电厂也具备调节能力，以适应用电负荷的变化，一般用经济机组带基荷，调峰机组带峰荷，其它机组带腰荷。电力系统必须要有足够的调峰和备用能力，以保证系统安全稳定经济运行和电能质量。因此电力系统最欢迎调节能力强的发电机组，如高坝大库、库容系数大的年或多年调节水电厂和变负荷调峰能力可达50%及以上的火电调峰机组；同时也最不欢迎径流式水电机组和调节能力很差的火电机组及核电机组，这些机组必须要有其它机组为之调峰方可在电网内正常运行。核电作为新兴的高能清洁能源，必将有广泛的发展前途，其特点之一是单机容量大（多为1000MW/台），电站总装机容量大（2~4 GW），二是与火电同比消耗燃料数量很少，大幅度减少运输压力，三是调节能力差，只适合带基荷接近额定功率经济运行。为解决这一矛盾，世界上各核电国家多采取了建设核电站的同时在电力系统内建设抽水蓄能电站与之配合运行的措施，起到顶峰发电、低谷蓄能的作用，二者扬长避短，互相补偿，相得益彰，以满足电力系统用电负荷的实际供电需求，也保证核电机组在低谷时段也能在接近额定功率下经济运行。因此就像发电厂外送接入系统必须配套建设输变电设施一样，当系统内多年调节水电厂建设资源短缺时，就必须规划在建设核电厂的同时建设抽水蓄能电站，以便配套运行。

　　抽水蓄能电站的装机容量视其所在电力系统调峰能力需求和核电站容量综合平衡确定，一般多为核电站装机容量的50%及以上。如我国大亚湾核电站装机容量1.8 GW，配套建设的广州抽水蓄能电站一期工程装机容量1.2 GW（4台300 MW）；岭澳核电站装机容量2 GW，相应扩建广蓄二期容量亦为1.2 GW，广蓄是目前我国最大的抽水蓄能电站。秦山核电一、二、三期工程总容量2.9 GW，华东电网建设的天荒坪抽水蓄能电站容量1.8 GW。

　　电力系统日电力负荷曲线及各类发电厂出力分布如图1(略)所示。

5 　核电站、抽水蓄能电站的规划与建设

　　核电站与抽水蓄能电站应与其它电源、电网建设一样纳入国家能源及电力发展规划，实行统筹规划，统一技术政策，配套建设，以达到能源资源优化配置，取得宏观技术经济效益。

　　国家在能源发展政策中明确规定要"……积极发展水电，适度发展核电"，在核电技术政策中又规定"采用先进技术，统一技术路线"，具体的讲在2020年前主要发展百万千瓦级压水堆型。到"十五"末期（2005年）我国核电投产装机容量将为8.7 GW（8700 MW），到2020年按规划将实现翻两番，达到约32 GW。核电只有采用先进技术、大机组逐步降低单位千瓦造价和上网电价接近脱硫煤电的水平，才能在电力市场中有竞价上网的优势。将来10~20年内投产2000多万kW的核电机组，在电网中必须要有强大调节能力的电源与之配合，因此也应配套建设投产一定容量的抽水蓄能机组，否则电力系统无法正常运行，不能保证系统稳定和电能质量。

　　众所周知，燃煤火电机组变负荷调峰能力是有限的，容量200~300 MW及以上机组大范围的启停调峰更难做到。水电库容系数大、调节能力强的高坝大库水电厂固然是良好的调峰电源，但在我国很多电网里所占容量并不多，而多是调节能力较差、甚至基本无调节能力的径流式水电站，因此完全靠火电及水电配合核电调峰无法全部满足要求。我国现有和拟建核电集中的地区，如浙江、广东、江苏、山东及东北等，都是属于以火电为主的区域电网，因此规划建设核电站的同时也必须规划配套建设外送输变电工程及抽水蓄能电站，这已是实践定论。还应当要求核电厂与抽水蓄能电站做到"三同时"，即同时规划、同时建设、同时投产，以便能及时配合补偿运行，相得益彰。

　　规划建设抽水蓄能电站应尽量因地制宜选择300 m以上高水头厂址，有条件的地区核电站循环水与抽水蓄能电站共用下池，以节约基建投资。抽水蓄能电站在装备政策上应选用先进的两机可逆式（水轮机-水泵）机组，提高能源转换效率接近80%，采用"背靠背"同步启动和可控硅变频电轴启动。由于抽水蓄能电站运行方式经常变换，启停频繁，对一次、二次设备都有特殊要求，因此更应采用先进技术，提高自动化水平和运行可靠性。

　　抽水蓄能电站由谁来投资兴建？综上所述，抽水蓄能电站是为核电站和区域电网正常稳定运行服务的，按理应由核电站投资方和区域电网集资入股，有关单位参股组成股份有限公司作为业主投资建设，并网投产后核电站及抽水蓄能电站均须按照电网调度管理条例和上网协议由区域电网电力调度中心统一调度。核电站和抽水蓄能电站投产后，还应按照合理资产利润率原则，由国家分别核定其峰谷分时发电上网电价和抽水蓄能机组低谷用电电价。