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核电站与抽水蓄能电站联合运营研究

白建华1，梁芙翠1，王耀华1，贾玉斌2，秦波2

（1、国网北京经济技术研究院；2、中国广东核电集团公司）

【摘要】本文分析核电站的适宜运行模式和抽水蓄能电站单独运营所面临的压力和风险，提出核
蓄联合运营的方式。按照核蓄联营机组跟踪日负荷曲线的程度，分别研究了完全跟踪、三段制跟
踪和不完全跟踪三种联营方式的运行曲线，并通过对三种联营方式的财务分析，说明了核蓄联营
能有效提高收益，降低运营风险。
【关键词】核蓄联营运行模式财务分析

0引言
我国煤炭探明可采储量为1145亿吨[1]，占世界总量的12.6%，位居世界第三位；水力
资源理论蕴藏量6.94亿千瓦，技术可开发量5.42亿千瓦，居世界第一位；石油探明可采
储量为23亿吨，占世界总量的1.3%；天然气探明可采储量为2.23万亿立方米，占世界天
然气探明储量的1.3%。相对于人口总量及经济发展需要来看，我国能源资源并不富裕。我
国已探明的人均能源可采储量只有全世界人均水平的55%。我国2006年核电装机容量占总
装机容量的比例约为1.3％，大大低于世界16％的平均水平。长远看，发展核电是解决我
国能源资源短缺的重要途径。根据《核电中长期发展规划（2005－2020年）》，到2020年，
我国核电装机容量将达4000万kW，主要分布在山东、江苏、浙江、福建、广东、辽宁等沿
海地区。
经济的高速发展及人民生活水平的不断提高，对供电质量的要求越来越高。抽水蓄能
机组能够迅速跟踪电力系统的负荷变化，具有敏捷的爬坡能力和经济的调频、调相功能，
以及显著的动态运行效益，可有效提高电力系统安全稳定运行水平，减少电网运行风险，
保证社会各行各业可靠用电。我国未来抽水蓄能电站具有较大的发展空间，2020年，预计
全国抽水蓄能电站装机规模将超过3000万千瓦。
通常情况下核电适合于带基荷运行，而抽水蓄能机组在电力系统中主要发挥容量效益，
二者联合运营将能够更好的满足电力系统的需要。本文提出核电和抽水蓄能联合运营的方
式，并对不同核蓄联营的运行方式和财务收益进行了分析。
1核蓄联营的必要性
1.1核电机组适合带基荷运行[2]
核电具有建设成本高、燃料费用等运行成本低的特点，调峰运行不具经济性。核电反
应堆控制具有一定的要求，机组频繁变动发电负荷的运行方式具有一定的技术限制。核电
参与调峰主要的弊端包括：运行操作困难，人为失误及违反技术规范风险大；温度变化多，
瞬态多，金属疲劳影响设备寿命；硼化稀释操作多，产生更多废气、废液和废固，增加环
境负担和社会风险；功率频繁变化影响燃耗分布，给燃料设计和后处理造成困难。我国正
处于核电发展初期，无论从保证核电的经济性还是核电站运行安全，核电宜带基荷运行，
不参与调峰。
1.2抽水蓄能电站面临的运营风险
抽水蓄能电站具有独特、灵活和多样的运行方式，不仅可以削峰填谷，还可以提供包
括负荷跟踪、频率控制、旋转备用、调相等多种动态服务，既可以改善整个电力系统运行
的经济性，也可以提高其安全稳定性和可靠性。一般把抽水蓄能削峰填谷所产生的效益称
为静态效益，而提供各种动态服务所产生的效益称为动态效益。

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从理论上讲，在竞争的电力市场中，抽水蓄能电站可通过以下方式获得相应的收益：
（1）参与高峰电量竞价；（2）提供辅助服务，包括快速响应、调频、备用、调相及黑启动；
(3)承担填谷运行，在夜间低负荷时段进行抽水填谷，以减少火电和其它机组的启停次数。
我国的电力市场化改革目前尚处于初级阶段，市场机制尚不成熟，辅助服务的交易机制还
没有建立起来。如果抽水蓄能电站仅参与电量市场竞价，只有在峰谷电价差足够大，且发
电运行小时数达到一定水平的情况下，抽水蓄能电站才可能获得期望的收益水平。因此，
抽水蓄能电站面临较大的财务风险。
1.3核蓄联营的必要性
从技术上看，核电的运行特性决定其适合带基荷运行，而实际的用电负荷的发展趋势
则是峰谷差日渐增大；抽水蓄能是一种良好的调峰电源，兼具调频调相等多种功能，核蓄
二者联合运行，可扬长避短，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。因此，世界上许多国家都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，以保证电力系统的安全稳定运行。
核电和抽水蓄能联合运营，对核电而言，可保证其负荷因子，提高其经济性与安全性；
对抽水蓄能而言，可有效降低其运行成本，提高竞争力，降低经营风险。
2核蓄联营的基本原理及模式选择
核蓄联营模式设计的基本思路是核电不参与调峰，充分发挥抽水蓄能的调节作用，使二
者联合运行后的出力曲线能有效跟踪日负荷曲线变化。
假设某电网规划核电装机容量为624万kW，规划抽水蓄能装机容量240万kW，按照核
蓄联营机组跟踪当地典型日负荷曲线（图1）的程度