编程机器人跑偏问题分析与研究
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【摘 要】辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量。2015年电改9号文中明确提出“建立辅助服务分担共享新机制”。在上述市场和政策改革背景下，针对现有两个细则考核系统的规则特点，提前做好应对措施和方案，同时通过了解国内外辅助服务市场改革动向，从发电企业角度有針对性地开展对策和战略研究。
【关键词】核电;辅助服务;调峰;电力市场
中图分类号： F426.61 文献标识码： A 文章编号： 2095-2457（2019）11-0058-002
DOI：10.19694/j.cnki.issn2095-2457.2019.11.027
【Abstract】Auxiliary service refers to ensuring the safe and stable operation of the power system and ensuring the quality of power. In the context of the above-mentioned market and policy reforms， in response to the rules and characteristics of the existing two rules assessment systems， we will respond to measures and plans in advance， and at the same time， through the understanding of the domestic and international auxiliary service market reform trends， we will develop countermeasures from the perspective of power generation enterprises.
【Key words】Nuclear power; Electricity Market; Peak shift; Auxiliary service
0 引言
辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，包括：一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等。
1 电力辅助服务研究背景
我国政府管制的上网电价体系中，至今仍以单一的电量价格为主体，不能反映辅助服务的价值，由此造成系统获得辅助服务的困难越来越大。而近年来我国风电、核电、热电联产等调节性能较差的电源占比迅速增大，辅助服务的缺乏，不仅使系统安全与可靠性下降的潜在危险增加，而且也使风电等可再生能源发展严重受阻。随着电力市场改革的推进，辅助服务市场改革势在必行，2015年电改9号文中明确提出“建立辅助服务分担共享新机制”。
2 核电面临的辅助服务市场环境分析
随着电力体制改革的深入，发电侧早已实现充分竞争，沿用过去计划的方式来行政调度的手段已经行不通了。调峰服务是协调当前各类电源主体间的利益关系一种市场化手段，也是国内辅助服务市场主要着力点。
2.1 核电机组面临参与调峰的政策压力
《保障核电安全消纳暂行办法》，已明确确保安全前提下，可根据机组实际情况安排核电机组参与调峰或者通过购买辅助服务或者直接参与方式。且明确了2017年核准后的机组需要考虑日调峰能力。
新电改首个配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》中对各种发电形式在年度发电计划中的安排做了规定，其中关于核电 “核电在保证安全的情况下兼顾调峰需要安排发电”。同为低碳能源，核电的“兼顾调峰需要”与上述其他几种清洁能源的“全额安排发电”相比，意味着在上网优先级上，核电被排在了风电、光伏、生物质能之后。所以，除带基荷运行外，核电面临着越来越大的调峰运行压力。
2.2 电网调峰压力不减
以浙江省为例，《浙江省电力发展“十三五”规划》已明确了电力发展的主要矛盾：“受电力供应量持续增长、外购电规模不断扩大与省内电力消费增速放缓的双重挤压，电力供需矛盾转化为调峰矛盾和省内煤电机组发电利用小时数持续下降”。无论从电改政策环境以及本省电力结构环境和发展规划来看，核电面临着越来越大的调峰运行压力。
2.3 抽水蓄能电站电价疏导的压力：调峰补偿协议
国家电网公司为解决现行抽水蓄能电站容量电费疏导问题，采用“以研促谏”方式，捆绑核电上网电价疏导抽水蓄能电站电价， 2014年国网福建省电力有限公司与宁德核电公司签订了调峰补偿协议，福清核电2016年与福建省签署了《调峰补偿补充协议》，类似的补偿协议，大亚湾核电早在投运之初，广东电网公司和中广核对广蓄采取联合租赁方式，每年各支付1000 万美元作为抽水蓄能电站的租赁费。
3 核电机组参与辅助服务途径
3.1 核电机组参与辅助服务（调峰、调频）的技术可行性分析
3.1.1 参与调峰的技术可行性
核电机组参与电网调峰的方式主要采用日负荷跟踪的调峰方式，即核电机组功率按照电网日负荷峰谷特性，在负荷低谷时段低功率运行一段时间，然后恢复额定功率运行的方式。
截至目前， 国内在运的核电机组尚未运行日负荷跟踪的调峰方式运行，但是相关文献和研究表明压水堆机型在设计和技术上具有日负荷跟踪能力。
从设计上讲以Mode-G 模式运行的反应堆，在80%循环长度内能进行功率变化形式为12-3-6-3 的日负荷跟踪。
AP1000 采用先进的制造工艺、应用灰棒替代过去调节冷却水硼浓度的方法进行30%额定功率以上的负荷跟踪、利用可燃毒物改善堆芯功率分布、实时监测堆芯功率分布等，具有较优良的功率运行特性：具备“18-2-2-2”的日负荷跟踪能力。 3.1.2 参与调峰对机组自身的影响
核电机组如果参与电网调峰将带来诸多不利的影响，例如堆芯物理方面、核燃料、废物废液、对主要核设备、对运行人员、对电站管理安全等方面存在不同程度的影响（存在易发生落棒、弹棒严重事故风险、放射性废水排放超标、燃料包壳破损概率增大等问题）。为此，核电厂必须建立相应的机构，授予适当的权力，开展特定调峰模式的运行安全检查评审工作，以便核实运行安全是否与规定的目标一致。
国内核电机组负荷跟踪能力受到反应堆堆芯功率分布、反应堆反应性调节能力和各配套系统运行等诸多因素制约。由于对运行能力有较高的要求，国内部分核电机组具备一定的负荷跟踪能力，但实际均未参与日负荷调节。
3.1.3 国外核电机组参与调峰运行状况
经合组织的核能机构2011年发布的报告也表明，歐洲的法国和德国部分核电机组采用日负荷跟踪模式来参与电网调峰，部参与电网一次和二次调频。同时欧洲核电用户组EUR，已明确标准的核电设计需要满足在90%的燃料循环周期内执行计划或者非计划的负荷跟踪操作。
法国截止1987年已实施了2200循环的调峰运行。德国从1982年开始到1991年止，PWR积累了2500循环以上，BWR 实施了1000循环以上的负荷跟踪运行。下表总结了部分国外核电机组参与电网调峰的实例。
3.1.4 参与电网调频服务
电网调频服务分为一次调频与二次调频。其中汽机通过调速器自动的调节汽机进气量进行细调，以适应电网负荷周期小、振幅小的波动，但此种方法调节不能一步到位属于一次调节。
查阅相关文献同时调研了其他电厂一次调频运行情况，发现大部分机组具备一次调频功能，但限制于一次调频动作存在堆芯超功率风险，其参与一次调频的能力有限进行了诸多限制，部分机组并不投运。田湾核电、海南核电运行阶段不投运此功能压板，秦山二厂3，4号机组根据文献是投入一次调频功能。
3.1.5 自动电压控制（AVC）
国内大多数核电已具备此功能，例如广西防城港、福清核电。三门核电已在网控楼配备了电站端AVC子站，具备提供自动电压控制服务能力，但目前电网调度要求运行阶段不需要投运。
电厂AVC 子站系统接收省调AVC 主站系统下发的电厂变高侧母线电压控制目标值后，根据电压控制目标值，按照一定的控制策略，通过计算自动得出电厂需要承担的总无功功率，将总无功功率合理分配给对应每台机组，AVC 子站系统直接或通过DCS系统向发电机的励磁系统发送增减磁信号以调节发电机无功出力，使电厂变高侧母线电压达到控制目标值，实现全厂多机组的电压无功自动控制。
3.1.6 结论
核电机组在技术上已具备提供调峰、调频、自动电压、备用等主要辅助服务能力，AP1000机组在部分项目上具有更强的技术优势。随着电力市场环境的改变，现阶段国内核电机组已开始关注采用灵活的功率运行方式带来的各种影响，需要注意的是电网侧也同时展开了不同程度的核电机组参与调峰运行相关专题的研究。
4 核电参与辅助服务的政策建议与措施
现阶段核电机组基本是辅助服务费用的被动承担者和被考核者，但仍可从以下方面着手：
（1）主动与电网沟通，共同探讨核电机组和电网调度的最佳配合模式。例如：合理安排核电站换料大修计划、跟踪负荷调峰、极端日运行等方式。
（2）实时关注辅助服务市场改革初期规则政策变化动向，积极发声参与或者影响相关规则的制定，争取有利的辅助服务考核与补偿标准。
面对即将到来的现货市场，辅助市场作为电力市场的重要组成部分，应该从以下方面做好准备：
（1）开展专项技术研究，探索发掘核电自身提供辅助服务的潜能
（2）开展核电机组灵活运行模式下成本研究，提升未来电力现货市场竞争力
（3）响应电改配套文件的鼓励，开展电站侧电储能装置调峰可行性研究。
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