新形勢下水電集控運行工作的發(fā)展變化及對策

唐世戡

（五凌電力發(fā)電集控中心，湖南 長沙410004）

0 引言

水力發(fā)電是我國電力生產(chǎn)的重要形式之一，安全生產(chǎn)對發(fā)電企業(yè)來說都是首要任務，在電站安全運行的眾多關(guān)鍵因素中，做好運行值班工作是確保發(fā)電企業(yè)安全運行的重中之重。近年來，隨著流域開發(fā)規(guī)模逐漸擴大、新電改的進一步深化、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的不斷變化等，給水電運行提出了更高的要求。為了適應新形勢的發(fā)展需求，水電運行必須要結(jié)合實際情況對崗位要求、管理模式進行科學有效的改進。

五凌電力發(fā)電集控中心成立于2010年3月，目前五凌電力12座常規(guī)水電廠、54臺機組已全部接入遠程集控，受控容量466萬kW，全部接入湖南電網(wǎng)。集控中心將12個水電廠劃分為5個區(qū)域，實行“一人一席多廠”的區(qū)域值班模式，值班時每個區(qū)域配置1位區(qū)域值長，負責其值班區(qū)域2～3個水電廠設(shè)備的監(jiān)視與控制。

1 水電運行變化趨勢和發(fā)展變化

自國家實施西部大開發(fā)戰(zhàn)略和西電東送以來，我國水電開發(fā)投資向主體多元化發(fā)展，梯級開發(fā)逐漸流域化。為實現(xiàn)梯級水庫聯(lián)合調(diào)度，梯級電站機組優(yōu)化控制，提高經(jīng)濟效益，發(fā)電集控中心已成為各流域水電公司的發(fā)展趨勢和方向。隨著水電梯級開發(fā)以及發(fā)電集控中心的成立，各水電公司的廠站運行管理模式也在不斷的發(fā)展和變化。就以五凌公司為例，自1994年五強溪電廠投產(chǎn)到2010年五凌發(fā)電集控中心成立，水電運營管理模式經(jīng)歷了“機電合一”到“無人值班、少人值守”再到“遠程集控、無人值班、少人值守”的轉(zhuǎn)變。

在發(fā)電集控中心成立建設(shè)之前，各廠站傳統(tǒng)的運行管理基本上都是以單一廠站的安全、經(jīng)濟運行為主要目標。各電站不管是運行調(diào)度還是水庫調(diào)度，都是各自單獨與電網(wǎng)調(diào)控機構(gòu)的對應部門進行聯(lián)系，來維持電站調(diào)度業(yè)務的正常開展。傳統(tǒng)電站的運行管理基本上都是單兵作戰(zhàn)，只從自身的利益出發(fā)，基本上不會站在整個流域、電網(wǎng)區(qū)域?qū)用婵紤]。從技能要求上只要熟悉自身特點、掌握所需運行業(yè)務技能即可。發(fā)電集控中心成立之后，再加上電網(wǎng)結(jié)構(gòu)變化、流域自身特點、電改持續(xù)推進等諸多因素，對運行值班人員來說，要想做好運行工作，除了掌握傳統(tǒng)運行業(yè)務必備技能之外，還需要對電網(wǎng)結(jié)構(gòu)變化、負荷潮流限制、流域電站優(yōu)化配合、電力營銷等知識進行熟悉和掌握。

1.1 電力深化改革引起的變化

2015年3月，國務院下發(fā)《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（國發(fā)〔2015〕9號），標志著新一輪電力體制改革正式開始。新電改對發(fā)電企業(yè)來說，將由單一能源企業(yè)向綜合能源供應企業(yè)轉(zhuǎn)變，即由單純的發(fā)電向發(fā)售電、提供綜合能源解決方案、為用戶提供合同能源管理等綜合業(yè)務轉(zhuǎn)變，市場營銷模式由過去的“跑電網(wǎng)”要電量、“跑政府”核電價轉(zhuǎn)變?yōu)椤芭苁袌觥睋岆娏?、“跑客戶”談電價。

新電改突出市場化，讓電力行業(yè)從半封閉走向更開放，在新電改初期，發(fā)電計劃電量與市場電量并存，市場電量比重逐漸增加。在湖南省，目前水電廠的月度發(fā)電計劃由優(yōu)先發(fā)電計劃和當月市場合同電量共同組成，優(yōu)先發(fā)電計劃是指水電站近5年實際發(fā)電量平均值。結(jié)算模式采取月結(jié)月清模式，水電企業(yè)按近5年發(fā)電量均值下達的月度發(fā)電計劃，是不能進行滾動調(diào)整的，少發(fā)時計劃作廢，多發(fā)時如果擠占了火電及基數(shù)電量時，需對火電進行補償，承擔巨額補償費用。且在月度交易時，預測發(fā)電計劃超過優(yōu)先發(fā)電計劃的電廠均需進入市場，若不進市場擠占火電市場合同，則需承擔火電下調(diào)補償及一般合同差價。因此，做好發(fā)電負荷預測與發(fā)電運行方式優(yōu)化，是新形勢下運行工作中的一項重要內(nèi)容，負荷預測、計劃編制是否準確，將直接影響電廠的經(jīng)濟運行以及公司的經(jīng)營目標。

1.2 電網(wǎng)結(jié)構(gòu)發(fā)展引起的變化

（1）祁韶直流入湘帶來的變化

近年來，隨著國家電網(wǎng)公司“一特四大”戰(zhàn)略深入推進，特高壓電網(wǎng)加速發(fā)展，西電東送、北電南送的能源配置格局逐漸形成。跨越湖南地區(qū)境內(nèi)±800 kV特高壓直流線路復奉、錦蘇、賓金線分別于2010年、2012年、2014年相繼投運，2017年祁韶特高壓直流帶電投運，接入湖南韶山換流站。祁韶直流入湘后，不管是對電網(wǎng)還是發(fā)電企業(yè)都有一定的影響。對電網(wǎng)來說，在不同電網(wǎng)負荷情況下，湖南對電網(wǎng)的穩(wěn)控策略和220 kV及以上水、火電并網(wǎng)機組旋轉(zhuǎn)備用有了更嚴格的控制要求。對電廠來說，湖南電網(wǎng)實時調(diào)峰能力下降，火電廠利用小時不可避免下降，水電廠豐水期低谷將不可避免存在棄水調(diào)峰。因此，應及時了解高壓直流功率和湘鄂聯(lián)絡線功率，了解湖南實時負荷動態(tài)，根據(jù)各電廠實際情況，及時向調(diào)度申請負荷，合理控制庫水位。

（2）負荷斷面受限帶來的變化

五凌發(fā)電集控中心12個常規(guī)水電廠全部接入湖南電網(wǎng)，負荷斷面受限情況主要集中在220 kV及以上的網(wǎng)調(diào)、省調(diào)電廠，以公司湘西南電網(wǎng)部分接入電廠斷面情況為例，接線示意見圖1。

圖1 湘西南五凌公司斷面受限示意圖

牌長艷宗500 kV斷面：在湘西南外送穩(wěn)控策略投入且牌樓主變功率下網(wǎng)大于10萬kW時，三板溪、白市、黔東電廠并網(wǎng)機組出力之和控制在210萬kW；在湘西南外送穩(wěn)控策略退出時，三板溪、白市、黔東電廠并網(wǎng)機組出力之和控制在130萬kW。

艷牌500 kV斷面：雙回線路受132萬kW限制。

牌黔220 kV斷面：黔城變上送主網(wǎng)80萬kW限制，500 kV牌樓變下送懷吉網(wǎng)130萬kW限制。

因此，在豐水期500 kV斷面影響三板溪、白市、托口電廠出力，220 kV斷面影響洪江、碗米坡、掛治電廠出力和消納，在枯水期因500 kV潮流是由長陽鋪流向牌樓變，影響黔東電廠大方式運行。

（3）風、光伏等清潔能源裝機逐年增長帶來的變化

近幾年，隨著國家節(jié)能減排政策要求，風電、光伏發(fā)電等清潔新能源加速發(fā)展，截止2018年，湖南清潔能源中風電裝機容量達347.6萬kW，光伏裝機容量達234.1萬kW，其中在懷化、邵陽地區(qū)接入系統(tǒng)的風電、光伏裝機約160萬kW。從能源配置上來說，湖南是一個水電大省，受季節(jié)特點的影響明顯，來水多集中在春、秋2季，且有來水集中、分布范圍廣、持續(xù)時間長的特點。在汛期時，各水電廠往往長時間滿負荷運行，火電發(fā)電方式一般維持在系統(tǒng)穩(wěn)定要求的最小開機方式。隨著風電、光伏裝機容量的逐漸增大，水電、風電和光伏發(fā)電同為綠色環(huán)保能源，在發(fā)電方式的安排上給電網(wǎng)也帶來極大的挑戰(zhàn)。

對調(diào)度機構(gòu)來說，系統(tǒng)負荷在增加時，不同調(diào)度等級的電站優(yōu)先級是不同的，并不意味著各電廠的出力一定會增加。例如湖南電網(wǎng)系統(tǒng)負荷在增加時，優(yōu)先級別如下：外送電（例如：祁韶直流、湘鄂聯(lián)絡線）＞網(wǎng)調(diào)直調(diào)水電＞抽水蓄能＞中小電站（例如：風電、光伏、小水電）＞網(wǎng)調(diào)委托省調(diào)直管火電＞省調(diào)直調(diào)水電。五凌公司受此影響的主要是線路送出為220 kV電壓等級的掛治、洪江、碗米坡電廠，負荷低谷時段和豐水期較為明顯。

1.3 流域梯級電站特點引起的變化

2014年3月托口電站投產(chǎn)發(fā)電，標志著沅水流域水電開發(fā)全部完成，同年年底，五凌公司12個常規(guī)水電廠全部接入五凌發(fā)電集控中心。沅水上游的大部分水電站屬五凌公司開發(fā)，三板溪、掛治、白市、托口、洪江5個水電廠以及主要出力從牌樓變送出的碗米坡電廠，均接入湘西南電網(wǎng)。在運行工作中就需要在各廠之間發(fā)電負荷計劃制定、水位動態(tài)控制、調(diào)峰調(diào)頻機組選擇、電壓聯(lián)合調(diào)整、檢修方式配合等方面進行綜合考量，避免發(fā)生無效棄水。

（1）上下游電站水位約束限制情況。上下游電站的防洪調(diào)度、方式安排、檢修配合等都是運行工作中的重要協(xié)調(diào)內(nèi)容。在集控中心成立前的傳統(tǒng)廠站值班模式中，運行人員這方面考慮是比較少的。對上下游電站不同特點、制約因素、實時信息的了解和掌握，是做好方式安排的前提。對于同屬一個公司電站來說，水情、出力、檢修等實時信息易于掌控。對于不同公司的電站，也需要對其檢修方式、水位約束情況進行了解。否則，容易發(fā)生下游電站機組檢修，上游電站出力受限制的情況，例如：洪江電站下游的安江、銅灣電站，凌津灘電站下游的桃源、雙洲電站等。

（2）上下游電站發(fā)電負荷、出庫流量、水流抵達時間等約束情況。上游電站發(fā)電流量到達下游電站的時間，例如：三板溪出庫到達掛治電廠約25 min，托口出庫到達洪江約3.5 h等。相鄰電廠之間的負荷比例達多少時，入出庫能維持平衡，例如：三板溪負荷/掛治負荷約為6/1時，掛治電廠入出庫能維持平衡。

（3）同區(qū)域電網(wǎng)所在電站聯(lián)合調(diào)度。利用公司幾個電站都接入某一個區(qū)域特點，選擇性能優(yōu)、工況好、效率高的機組對電網(wǎng)電壓、頻率進行調(diào)整。以湘西南500 kV電壓調(diào)整為例，湘西南處于電網(wǎng)的末端，夜間電壓普遍偏高，運行人員可利用三板溪、白市、托口電站并網(wǎng)機組進相運行來調(diào)節(jié)電壓，也可在黔東電廠機組運行時聯(lián)系其在進相能力范圍內(nèi)調(diào)整，或根據(jù)振動區(qū)、進相能力、安全因素選擇所需負荷出力較小的機組進行調(diào)壓。

2 改進的建議和對策

（1）針對電力市場改革政策，分析變化的因素。在調(diào)度運行方面，做好中長期、短期、日前以及實時負荷預測，按汛期水量優(yōu)先、非汛期效益優(yōu)先的原則對中長期、短期、實時等發(fā)電方式進行優(yōu)化，提高負荷預測準確度，減少耗水率，避免棄水損失電量。在水庫調(diào)度方面，做好發(fā)電量預測：包括年度、月度、月中滾動預測，月末對各集控電廠發(fā)電量進行預測。發(fā)電預測不準可能造成公司承擔更多的補償費用。在市場營銷方面，根據(jù)自身特點和實際情況盡量占據(jù)足夠大的市場電量份額，年度開展交易時，應利用優(yōu)先進入市場的機會，簽訂大量市場合同，保障月末各電廠市場電量轉(zhuǎn)讓的主動權(quán)，避免因擠占火電市場合同承擔下調(diào)補償。

（2）針對祁韶直流入湘的電網(wǎng)特性，分析祁韶直流對電網(wǎng)和電站的影響，了解管轄電站機組在電網(wǎng)的電氣位置及出力限制條件，主動適應新的形勢變化。同時加強現(xiàn)場與調(diào)度的溝通，了解直流負荷變化情況，根據(jù)電站水庫水位、來水情況及時申請發(fā)電負荷，做到發(fā)電利益最大化。

（3）加強各級之間的溝通聯(lián)系。與上下游電站運行人員加強聯(lián)系，及時掌握上下游電站機組檢修情況以及水庫水位約束情況，熟悉和掌握管轄區(qū)域電站的機組特性、設(shè)備參數(shù)、運行特征和注意事項，合理安排機組運行方式和檢修方式。

（4）建章立制，發(fā)揮管理效益。開展新電改政策及其影響的研究、密切跟蹤配套文件的出臺，迅速乃至超前謀劃應對舉措，同時根據(jù)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)變化以及所在流域特征等特點，編制相關(guān)管理制度和規(guī)程，從制度上完善管理短板，發(fā)揮管理效益。

（5）加強培訓，及時補充培訓內(nèi)容。根據(jù)各變化特點，編制和完善培訓方案，通過集中學習、專題培訓、座談討論等多種方式，切實開展發(fā)電營銷、水庫調(diào)度、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、調(diào)度知識等方面的培訓活動。

3 結(jié)語

在電力深化改革、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)變化、清潔能源增長、流域梯級開發(fā)等因素發(fā)展下，水電集控運行值班從單一廠站運行模式發(fā)展到集中控制模式轉(zhuǎn)變。在帶來發(fā)展機遇的同時，也帶來了挑戰(zhàn)，對運行人員的業(yè)務技能、綜合素質(zhì)提出了更高的要求。運行人員應該主動轉(zhuǎn)變發(fā)展觀念，由單一“精運行”向“精運行、熟系統(tǒng)、懂市場、會營銷”多方面全面發(fā)展，進而滿足行業(yè)發(fā)展、企業(yè)安全運行的需求。