主力水電站在西藏電網水光互補調度中的創新實踐

嚴登宏，張 敏，劉 偉，王子銘，韓清禹

（1.華能西藏雅魯藏布江水電開發投資有限公司，西藏 拉薩 850000；2.國網林芝供電公司，西藏 林芝 860000）

0 引言

西藏電網電源結構以水電為主、光伏為輔，水電占比60%，光伏占比30%，發電出力受氣候影響大，電網網架結構薄弱，具有“大機小網、強直弱交、電力豐盈枯缺”的典型特征。豐水期，電網電力大量外送后仍有盈余，棄水棄光現象并存；枯水期，水電采取“多開機少發電、晝蓄夜發”的運行方式為光伏發電、電網受電提供調峰、旋備支撐，電網通過±400 kV 青藏直流及500 kV 川藏交流通道大量受電才能保持電力平衡。ZM 水電站是西藏電網主力電站，裝機容量510 MW，占西藏電網水電裝機容量的18.2%，承擔著電網調峰、旋備任務。為了消納網內光伏出力，白天時段ZM 水電站機組長期在20%～30%低負荷區、振動區邊緣運行，造成了機組零部件的結構松動、變形、裂紋等缺陷，威脅機組的安全穩定運行。

1 總體思路

西藏電網光伏發電低谷期為夏秋兩季，高峰期為冬春兩季，水電豐水期為夏秋兩季，枯水期為冬春兩季，光伏與水電年內出力呈現出明顯的“峰谷對應”時空互補關系，通過水光互補調度，可使西藏電網光伏發電與水力發電出力曲線呈“峰對谷互補”。

主力水電站助力西藏電網水光互補調度，一是采用“機組工況分級”思想，將水電機組的運行工況由傳統的固定振動區、運行區動態劃分為振動區、限制運行區、穩定運行區，減少機組在振動區邊緣的運行時間，提高機組可靠性。二是優化水電廠AGC 負荷分配策略、開停機方式，合理分配各臺機組負荷，在相同的出力下提供更多的調峰容量、更大的AGC調節范圍，為光伏發電、電網交直流通道提供支撐。三是運用流域水情測報系統精細化調度梯級電站，提前向調度機構報送電站年度、月度、周發電計劃和“96 點”日發電能力曲線，避免枯水期棄水，實現水光互補調度效益最大化。

2 主要做法

2.1 動態劃分水電機組運行工況

ZM 水電站裝設6 臺85 MW 混流式水輪發電機組，1～3 號同型機組是哈爾濱電機廠生產，4～6號同型機組是浙江富春江水電設備股份有限公司生產，同廠家同型號機組的水力特性基本一致。機組投產前委托四川中鼎科技公司進行機組穩定性試驗確定的運行工況：1～3 號哈電機組振動區為0～35 MW，運行區為35～85 MW；4～6 號浙富機組振動區為45～60 MW，運行區為0～45 MW、60～85 MW。

采用“機組工況分級”思想劃分水電機組運行工況，主要根據機組不同負荷時的振動、擺度幅值變化趨勢，綜合考慮壓力脈動、噪聲等數據，將機組的運行工況由傳統的振動區、運行區劃分為振動區、限制運行區、穩定運行區。在振動區內，機組振動、擺度幅值超出國標、行標規定的限制值，易造成機組結構性損傷，該區域內嚴禁機組運行；在限制運行區內，機組振動、擺度幅值雖未超出國標、行標值，但振擺幅值依然較大，運行工況差，長期在該區域運行，易造成機組零部件松動、變形等；在穩定運行區，機組整體運行狀態良好，振動、擺度幅值遠低于國標、行標值，適合機組長期運行[1-2]。ZM 水電站機組運行工況分級結果如圖1 所示：1～3 號哈電機組振動區0～35 MW 保持不變，將運行區由35～85 MW 細分為限制運行區35～50 MW 和穩定運行區50～85 MW；4～6號浙富機組振動區45～60 MW 保持不變，將運行區由0～45 MW、60～85 MW 細分為限制運行區40～45 MW、60～65 MW，穩定運行區0～40 MW、65～85 MW。

2.2 優化水電廠AGC 負荷分配策略和開停機方式

ZM 水電站作為西藏電網主力電站，6 臺機組均投入AGC 運行。白天時段為了配合電網消納光伏出力，ZM 水電站采取“多開機組、少帶負荷、留足調峰容量”的運行方式，機組負荷低、波動大。ZM 水電廠AGC 優化前的負荷分配策略為：全廠負荷按調節裕量等比例分配至各并網機組，當4～6 號浙富機組負荷抵達振動區下限后，根據機組AGC 優先級順序依次向上跨越振動區；單臺機組跨越振動區后暫不參與AGC 負荷分配，直至所有機組均跨越振動區后再按調節裕量等比例分配原則增減負荷[3]。由于ZM 水電站1～3 號哈電機組的振動區在0～35 MW低負荷段，4～6 號浙富機組的振動區在45～60 MW中間負荷段，白天時段全廠出力偏低導致1～3 號機組長期處于振動區0～35 MW 的上邊緣35 MW 附近運行，4～6 號機組長期處于振動區45～60 MW 的下邊緣45 MW 附近運行，造成機組零部件不同程度的損傷。

優化水電廠AGC 負荷分配策略和開停機方式，一是將ZM 水電廠AGC 策略由 “優先跨越4～6號浙富機組振動區”優化為“按機組AGC 調節裕量等比例分配”，即取消4～6 號浙富機組優先跨越45～60 MW 負荷段的振動區策略，待1～3 號哈電機組跨越0～35 MW 振動區后，全廠AGC 總負荷按機組可調節裕量（除振動區外的機組容量）等比例進行分配，ZM 水電廠機組AGC 調節裕量等比例分配結果如圖2 所示。二是將“機組工況分級”成果應用到機組AGC 負荷分配策略中，全廠AGC 負荷分配時優先分配機組負荷在穩定運行區，使機組遠離振動區運行；當全廠AGC 總負荷不能滿足機組在穩定運行區時，再根據機組AGC 優先級順序依次分配負荷至限制運行區；全廠AGC 總負荷小于并網機組最小聯合振動區時退出全廠AGC，嚴禁機組在振動區運行。三是針對枯水期白天時段水電出力偏低的現狀，采用“4～6 號浙富機組全開、1～3 號哈電機組全停或少開”的開停機組合方式，ZM 水電站3 臺機組調峰容量從15 0MW 增加至210 MW，AGC 調節范圍從105～255 MW 擴大至15～255 MW，增加西藏電網光伏消納能力60～90 MW，為西藏電網水光互補提供強有力的支撐。

2.3 運用流域水情測報系統精細化調度梯級電站

主力水電站在豐水期、枯水期采取不同的策略實現水光互補調度。豐水期，水電采用“開機大方式”為光伏發電提高旋備、調峰支撐，充分利用水電廠AGC“調節速度快、調節裕量大”的優點跟蹤重要聯絡線負荷，在光伏出力波動、間歇期間，通過水電廠AGC 自動調節水電出力，迅速平衡電網頻率，提高電力穩定性[4-6]。枯水期，水電根據光伏發電特點調整調度策略，在光伏出力較大時段，水電采取“多開機組、少帶負荷”的運行方式為光伏發電提供調峰、旋備容量，水庫蓄水至最高水位；在光伏出力較小階段，水電廠利用“開停機迅速、出力調整快”的特點增加水電出力，填補光伏出力缺額。

為了達到水光互補效益最大化，主力水電站充分運用48 h、36 h、24 h、12 h、6 h 水情預報精細化調度梯級電站，一是提前向調度機構報送電站年度、季度、月度、周發電能力計劃及“96 點”日發電能力曲線，便于調度機構合理安排各電站發電計劃。二是建立流域水情共享機制，各電站每日多時段互通水位、入庫、出庫流量信息，提醒下游電站做好發電運行及水庫調度。三是發電企業與電網調度建立水調、電調溝通機制，電站運行人員根據水情預報及上游電站下泄情況及時向電網調度人員溝通調整本站“96 點”日發電曲線，避免枯水期棄水，實現水光互補調度效益最大化。

3 實施效果

3.1 西藏電網水光互補成效顯著

ZM 水電站依托機組深度調峰、水庫精細調度技術，通過優化水電廠AGC 負荷分配策略和開停機方式為西藏電網新增光伏消納能力60～90 MW，運用水情測報系統精細化調度梯級電站，充分發揮“光伏晝發夜無、水電晝蓄夜發”的時空互補優勢，助力西藏電網水光互補調度。2021 年，ZM 水電站獲得有償調峰補償費占西藏電網有償調峰補償總費用的49.68%，西藏電網水電發電量同比增長28.85%，西藏電網光伏發電量再創新高，同比增長16.68%。

3.2 提升主力水電站發電設備可靠性

ZM 水電站將“機組工況分級”成果應用到優化水電廠AGC 負荷分配策略和開停機方式中，既將白天時段3 臺機組的全廠AGC 調節能力從105～255 MW 擴大至15～255 MW，又合理分配各臺機組出力，動態改善了運行工況，提升了發電設備可靠性。2021 年，華能在藏運營的ZM、JC 水電站9臺機組全年“零非停”，以西藏電網五分之一占比的電力裝機提供了全網四分之一的發電量，樹立了高原水電運維管理標桿。

4 結語

ZM 水電站作為西藏電網主力電站，已將機組工況分級、水電廠AGC 負荷分配策略優化、梯級電站精細化聯合調度等措施，成功應用到西藏電網水光互補調度中，充分發揮了主力水電站機組深度調峰、水庫聯合調度的優勢，動態改善了機組運行工況，解決了水光互補條件下水電機組長期在振動區邊緣運行的問題，提高了西藏電網光伏出力消納能力，達到了提升電網水光互補調度效益，提高水電機組可靠性的效果。

參考文獻：

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[3] 韓清禹，談德才．自動發電控制在藏木水電站的應用[J]．科技視界，2016（22）：256-257，288．

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