Page 108 - 智库丛书第五卷

中国核能行业智库丛书（第五卷）

度的增加进一步增大。综合看，核电在以 80% 额定功率进行日调峰时，其增加的
成本尚不明显，且可将弃风弃光情况降至合理弃能率的范围内。其典型周电网运
行情况如图 8 所示。

图 8 核电以 80% 额定容量参与调峰电网运行情况

上述分析是在其他电源正常参与调峰，核电额外压出力参与调峰，从实际效果
看，即便核电最小技术出力压到 30% 额定出力的情况仍不能完全解决弃风，且造

成燃料成本浪费及系统成本升高。考虑在实际中核电频繁调峰对其安全运行会带
来风险，因此从全系统经济性及安全性角度考虑，在其他调峰手段可选的情况下可

优先选择其他调峰方式以降低系统弃能率。
以区域电网典型周运行情况为基准情景，构建核电适度调峰情景（即基准情
景下允许核电以 80% 额定功率进行调峰）、煤电深度调峰情景（即基准情景下将

煤电最小技术出力由 50% 额定容量压缩至 40% 额定功率），通过生产模拟分析 3
种情景下的系统成本变化及其对新能源消纳的影响，结果如图 9 所示。

从 3 种情景下对促进新能源消纳的效果看，核电适度调峰与煤电深度调峰都
可有效降低基准情景下的弃风弃光水平，弃电率由最初的 5.57% 最低降至 3.66%
和 3.56%，煤电深度调峰效果略好。若煤电机组最小技术出力进一步降低至 30%

或 25%，弃电率将进一步降低。
从 3 种情景的系统运行成本看，煤电深度调峰的经济性最优，比基准情景和核

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