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肖 军
（江西省电力公司，南昌 330006）
摘 要： 从发电市场的角度，对核电机组调峰经济性进行了理论分析，同火电机组调峰性能作了比较和分析，提供了核电调峰运行的决策依据。
关键词： 核电厂 调峰 经济性
Abstract： This paper, from the viewpoint of power generating market, theoretically analyzes the economic aspect of load-following operation of nuclear power plant, makes comparison on load-following performance between nuclear power plant and coal-fired plant, and provides the basis for policy-making concerning the load-following operation of nuclear power plant.
Key words： Nuclear power plant Load-following Economics
伴随着缺电局面的基本缓解，我国电力改革与发展的主要任务已经逐步转移到加快电力市场建设上来。发电市场是电力市场体系中的重要组成部分，发电市场改革的方向是：实现垄断型向竞争型转化，建立竞争性发电市场。
按照国外的通行做法，竞争性发电市场的运作方式是实行两部制上网电价机制，即上网电价分为容量电价和电度电价两部分。容量电价部分基本保证投资回收;电度电价在国家制定的最高限价范围内，由发电厂商报价，"公平"、"公开"、"公正"竞价上网。
"九五"期间全国各主要电网的负荷特性发展趋势是：最高负荷的增长速度高于用电量增长速度，负荷率下降，峰谷差持续加大。1999年华东、广东电网的平均峰谷差和峰谷差率分别为1 081万kW、30.8%和439万kW、38.0%，据预测，华东电网2005年最大峰谷差将达到2 280万kW。调峰已经成为各电网亟待解决的问题。
众所周知，建设可调节水电和抽水蓄能电站是解决调峰问题的最有效途径，各电网在此方面进行了大量的前期准备工作。但因资金、厂址资源等原因，至今未取得很大的进展。目前很多电网仍然在较大程度上依靠火电机组压减负荷甚至启停调峰。
核电机组通常情况下带基荷运行，这是由其建设成本高、燃料费用低的特点所决定的。核电机组频繁变动发电负荷的运行方式一般被认为不可取，除核安全等考虑之外，固定上网电价机制是形成这一局面的关键因素。
目前电网实行的固定上网电价机制造成尖峰、腰荷、基荷电量一个价。新建的独立电厂上网，不实行合理的两部制电价，仅按电度数计价，所有独立电厂都要求高电价并担负基荷，年发电设备利用小时数高达5 500～6 500 h。随着独立电厂比重不断增大，电网企业所属的电厂担负调峰、调频和事故备用显得捉襟见肘，且经济效益很差。为解决电网调峰，建立竞争性发电市场，实行两部制上网电价是合理可行的。
本文旨在分析当发电市场实施峰谷分时上网电价时，核电机组调峰运行对其经济性的影响。
1 发电机组调峰性能的分析
1.1 调峰性能分析
对于利用非限量资源发电的发电机组而言，设单位kW发电设备的发电量为P。可以按下列公式计算：
式中：
h：发电时间长度，
：发电负荷特性参数（简称负荷比），
η1：发电设备利用率，一般取0.80～0.90，
η2：电网事故及负荷备用率，按规定取0.05，
m：调峰经济性评价系数（简称调峰系数）。
设调峰发电相对损失（简称峰损）为ΔP/P，由（1）式，考虑 取其发电时段平均值以简化计算，推得公式如下：
几点说明：
（1） 是反映发电机组负荷的参数，其物理意义是发电平均负荷与发电最大负荷的比值，可以表示发电负荷在某一定时段内的变化程度大小。例如， =1表示发电机组带基荷运行。
（2）调峰经济性评价系数m≤1，它是表示机组调峰经济性优劣的综合指标，既反映了调峰引起的燃料及运行维护成本增加，也考虑了设备损耗的加剧。m值愈大，调峰经济性能愈优；反之愈差。根据对火电机组统计资料的分析，m值选取的经验值如下：
火电燃煤调峰：m=0.85～0.95；
火电燃油调峰：m=0.60～0.75；
火电启停调峰：m=0.05～0.25；
核电机组的调峰经济性取决于堆型、控制方式等诸多复杂因素，m值的准确选取不易，但初步分析认为：核电机组m值介于火电燃油调峰和火电燃煤调峰m值范围之间，即0.60～0.90。其中沸水堆m值较高，压水堆m值较低。
峰损ΔP/P与负荷比 的关系见图1。ΔP/P随 增大而降低，当 =1时，ΔP/P为零； =0，ΔP/P为100%，即停机状态。
图2表示峰损ΔP/P与调峰系数m的关系。ΔP/P随m值的减小而增大，当m≤0.1时，ΔP/P急剧增大，此范围为启停调峰区域。
1.2 电网调峰合理调度分析
依据前面对各类发电机组调峰经济性的分析，合理调峰的调度次序见图3。当电网发电总负荷从最高负荷下调时，依次停机或压减负荷发电机组的应是：水电→燃煤火电→燃油火电→核电→启停调峰火电；而当发电总负荷从最低负荷上升时，开机或增加负荷的次序与前面相反，即：启停调峰火电→核电→燃油火电→燃煤火电→水电。此时，若电网所有调峰机组开启后，发电负荷还不能达到用电最高负荷，调度将不得不采取拉闸限电手段，来切除部分用电负荷。这种现象在一些调峰能力较弱的电网时常发生。
2 变动上网电价机制下的发电机组调峰经济性分析
根据《电力法》合理补偿成本、合理确定收益制定电价的原则，今后发电市场运作容量电价竞价上网时，必然要对各参与市场竞争的发电商执行峰谷分时电价。此举可利用价格杠杆，调动发电商参与调峰的积极性，充分发挥各类机组的调峰潜力，以满足用电需求。
本文提出调峰电价系数概念。调峰电价系数应考虑两方面的因素影响：一是调峰电价应高于基荷电价，以补偿发电商的调峰电量损失；二是调峰电价的高低变化程度应与机组的调峰幅度大小相关联。
依此出发点，引入调峰电价系数f后，ΔP/P的计算式如下：
P 式中：
f：调峰电价系数（简称电价系数），f≥1；
k：调峰程度系数，k≥1。
图4是调峰电价f影响下的峰损ΔP/P分析曲线。比较图4与图1，可看出ΔP/P曲线形态发生了较明显的变化，出现负值段，即表示在变动调峰电价政策条件下，机组调峰运行比带基荷可获得更多效益，且调峰经济性愈优者得利愈多。但火电启停调峰（m = 0.1左右）损失仍难以避免。
此外，ΔP/P存在一个最低点，相对应的负荷比值即为最优调峰负荷比（ ）op 。机组在此值附近调峰运行可获得最佳经济利益。
令式（3）中ΔP/P =0，则可得到调峰系数与临界经济电价系数fcr之间的关系曲线，如图5。由图可见，调峰系数m愈低，表示该机组调峰成本愈高，补偿调峰损失的电价系数则需愈高。若实际电价系数低于相应fcr值，就意味着该机组调峰运行将无利可图甚至发生亏损。因此，临界经济电价系数fcr可供发电商作为核电机组调峰运行的决策判据。此外，在核电机组规划选型时，对机组的性能要做全面的审视和优化，对其调峰经济性优劣不可忽视，否则今后竞争性的发电市场一旦建立，调峰经济性差的核电机组，其发电经济效益将大打折扣。
3 结束语
本文通过建立发电机组固定上网电价和变动上网电价调峰损失计算模型，从理论上对核电机组调峰经济性与火电机组进行了比较和分析，提出了的合理调度方式，分析了临界经济电价系数、负荷比等参数优化方法，以便为在今后竞争性发电市场中，实行两部制上网电价机制中核电调峰的经济运行提供合理的决策依据。
