新形势下集控水电厂经济运行工作变化与对策

唐世戡，王 义

（1.五凌电力有限公司，湖南 长沙 410004；2.湖南省水电智慧化工程技术研究中心，湖南 长沙 410004）

0 引言

五凌电力发电集控中心成立于2010年3月，目前公司在湘黔两省所属的13座常规水电厂，受控容量469万kW，全部接入湖南电网。现集控中心将13个水电厂划分为4个值班区域，实行“一人一席多厂”的区域值班模式。集控中心通过流域梯级水库调度、电力生产监控和指挥等手段，实现梯级电站联合优化调度与联合经济运行工作。

水电厂经济运行，是指水电厂在机组设备安全稳定运行的基础上，使有限的入库水量尽可能多发电的运行方式。开展水电厂经济运行工作，提高水电厂经济运行的管理水平，深挖潜力，对增加水电厂的发电效益、确保电网的安全运行有着重要的现实意义，是充分利用水能资源、减少水能消耗的有效措施，也是水电厂在“厂网分开，竞价上网”的电力系统新体制下降低生产成本的重要手段[1]。

1 背景介绍

1.1 电力辅助服务市场发展引起的变化

2020年12月，湖南电力市场辅助服务市场正式运行，现阶段主要开展深度调峰、启停调峰、紧急短时调峰以及旋转备用交易，目前对水电机组经济性影响较大的是深度调峰交易。深度调峰交易是指系统调峰困难（负备用不足）或者可再生能源消纳困难的情况下，由火电机组降低出力至其核准容量50%以下、抽水蓄能电站机组抽水和储能电站充电，从而提高系统负备用水平，提升可再生能源消纳能力。

由于湖南电网日峰谷差较大，据统计2019年最大峰谷差达1557万kW·h，2020年最大峰谷差达1497万kW·h，电网调峰困难，从而导致深度调峰市场频繁开启。以五凌集控东坪电厂为例，2021全年参与深调分摊天数256 d，占全年天数的70.14%，发生深调分摊费用巨大，全年分摊费用259.644 9万元，折算成电量占据电厂全年约3%～4%的发电量损失。故分析深度调峰开启、关闭趋势和优化电厂经济运行方案，制定可执行的有效控制措施，是当前形势下减少电厂深度调峰分摊费用，提高电厂经济运行指标，减少电厂电量损失的重要有效途径之一。

1.2 两个细则考核日趋严格引起的变化

在国家能源转型的战略背景下，华中区域2020年版《并网发电厂辅助服务管理实施细则》、《发电厂并网运行管理实施细则》于2020年11月开始实施。相对以往2011年两个细则版考核内容来说，新版更加合理和规范，更加符合电力系统发展的需求，但考核内容同时也更加趋于严格。发电计划、无功和母线电压考核是水电厂日常考核内容，母线电压合格率、无功考核变化相对以往变化较大，尤其是在2021年下半年公司所属网调直调电厂将AVC投入调度侧后，电压考核次数和电量增加了不少，也造成了不同程度的经济损失。新旧版考核内容变化对比见表1、表2。从上表可以看出，新旧版考核内容变化较大，尤其是无功考核。

表1 新旧版发电计划偏差考核内容

表2 新旧版无功和母线电压不合格考核内容

1.3 电网结构发展引起的变化

（1）交直流特高压发展引起的变化

近年来，随着国家电网“一特四大”战略深入推进，特高压加速发展，西电东送、北电南送的能源配置格局逐渐形成。2017年6月，±800 kV祁韶特高压直流带电投运，接入湖南韶山换流站；2021年12月，南昌至长沙1 000 kV交流特高压竣工投产，华中“日”字型特高压环网雏形渐现。交直流特高压入湘后，标志着湖南迈入特高压交直流混联电网新时代，电网安全稳定水平将大幅提升，电网运行方式更加灵活，不管是对电网还是发电企业都有一定的影响。对电网来说，在不同电网负荷情况下，湖南对电网的稳控策略和220 kV及以上水、火电并网机组旋转备用有了更严格的控制要求。对发电企业来说，电网实时调峰能力下降，火电厂利用小时不可避免下降，水电厂丰水期低谷将不可避免产生弃水调峰。

（2）风、光新能源发展以及负荷断面受限带来的变化

近几年，随着我国电力事业的快速发展，风电、光伏发电等清洁新能源加速发展，可再生能源的接入比例不断提高。例如，从2018年至2021年，四年间湖南清洁能源中风电装机容量从347.6万kW增加至742万kW，增长迅速，现已占湖南统调装机的15.36%。从能源配置上来说，湖南是一个水电大省，受季节特点影响，来水多集中在春、秋两季，且来水集中、分布范围广、持续时间长等特点。在汛期时，各水电厂往往长时间满负荷运行，火电发电方式一般维持在系统稳定要求的最小开机方式。系统负荷在增加时，不同调度等级的电站优先级是不同的，并不意味着各电厂的出力一定会增加。风、光电相对于水电来说，虽同为绿色环保能源，但受政策影响，在发电方式安排上优先于省调直调水电。例如，湖南电网系统负荷在增加时优先级别如下：外送电（例如：特高压、联络线）＞网调直调水电＞抽水蓄能＞中小电站（例如：风电、光伏、小水电）＞省调直调水电[2]。

目前在电网的某些局部区域，电网结构的发展跟不上新能源高速发展的速度，在大发、满发时，易发生局部负荷潮流断面受限导致送出受阻。在负荷低谷时段和丰水期较为明显，易发生弃风、弃水现象，水电弃水压力增大，弃水损失电量增多。五凌公司受此影响的主要是线路送出为220 kV电压等级的省调直调水电。

因此，在水电经济运行工作中应及时了解特高压和联络线功率，了解湖南实时负荷动态，根据实际情况，制定调度策略，合理控制水库水位，避免发生弃水损失。

1.4 水电与新能源互补运行引起的变化

充分利用和大力开发风、光、水等可再生能源资源禀赋是我国在2060年前实现碳中和目标的重要途径。过去十多年，我国新能源发电装机实现了快速增长。但是，以风、光电为代表的可再生能源具有间歇性、波动性以及随机性等特征，导致消纳问题一直非常突出，特别是伴随并网规模的快速扩大，巨大的灵活性需求带来的弃电风险、高比例清洁能源系统安稳运行等问题越来越突出[3]。将风光水打捆运行，形成多能互补系统是一种有效解决途径。即利用水电机组的快速调节能力，用以对冲新能源发电的波动，形成优质稳定的电源，从而很好地满足电网对负荷稳定性的要求。

五凌公司拟建设三板溪水光互补工程，采用水电以出力补偿光电，光电以电量补偿水电的方式进行。工程建成后，水电对光电的补偿体现在短期，当光伏出力变化时，及时调节水电机组出力，可使二者出力之和等于系统所下达的负荷，利用三板溪电厂的出线将组合电源送入电力系统；光电对水电的补偿则体现在中长期，当枯水期水库来水不足时，水电机组让出部分负荷由光伏电站承担，让出的部分负荷则以水能的形式存储在水库之中，用于枯水期径流或电力补偿。

由于风、光电等新能源的不可调度性，多能互补调度的本质上是新能源接入边界下的水电站水库再调度。多能系统互补工程投产后，在满足安全、稳定的前提下，机组调度策略和发电计划编制应充分考虑经济运行参数和指标。

2 改进的建议和对策

2.1 优化经济运行策略，合理避免分摊

通过学习及研究电力辅助服务市场及电力营销相关文件政策规则，可收集相关数据，汇总分析，研究深度调峰市场启停趋势和规律，得出寻优方案或组合，用于电厂腾库、经济运行、减少辅助服务分摊费用的参考建议。在径流式电站中开展效果相对较为明显，制定切合实际、操作性强经济运行方案，优化机组运行方式，可按照以流量定机组台数，以水位定导叶开度，使机组在高效率区运行，减少水量损失，减少费用分摊[4]。可采用如下方式规避：

（1）固定时段规避分摊：根据数据分析，得出分摊费用较多或深调开启概率较大的时段，根据上游电厂水位和方式合理安排机组运行方式，在该时段全停或少负荷运行，达到不能避免分摊就尽量减少分摊的目的；

（2）趋势预判规避分摊：根据数据分析，得出深调开启关闭规律，并进行深调启停趋势预判，根据预判结果提前腾库，合理安排机组运行方式，进而减少分摊。

2.2 制定有效措施避免发生两个细则考核

通过学习和研究《并网发电厂辅助服务管理实施细则》、《发电厂并网运行管理实施细则》等相关文件和制度，制定切实可行两个细则考核预防措施。

（1）加强设备定值和动作性能管理，加强网源协调管理，按规定要求定期进行复核试验，从物防、技防的角度避免因设备原因未正常动作或动作不到位发生两个细则考核。例如：完善AVC程序内P/Q曲线、优化AVC机端电压减无功闭锁、优化机组励磁系统欠励限制定值等，避免因动作不到位引起母线电压考核；

（2）规范人的操作行为，编制AGC、AVC、一次调频、PSS等投入操作流程，以及开停机并网时间点选择、有功无功调整顺序等，从人防的角度避免两个细则考核。例如：华中区域发电计划、母线电压考核采集点都是时间逢“0”、“5”的整点，系统峰谷时段转换、机组开停机操作，往往是系统频率、电压波动变化较大的时候，所有开停机选择应避开逢“0”、“5”的时间点并网或解列，且并网后，先调整无功负荷，将母线电压控制在正常范围内，避免有功、无功负荷调整不及时发生两个细则考核。

2.3 了解系统负荷特点，规避弃水电量损失

学习电网《主网稳定运行规定》，值班过程中加强与调度沟通协调，了解省网用电负荷、风电、光伏、水电、火电出力以及受电等信息，了解管辖电厂机组在电网的电气链接位置及出力限制条件，主动适应新的形势变化。根据各潮流断面特点，合理制定调度策略，根据电站水库水位、来水情况及时申请发电负荷，合理消纳或腾库，避免弃水，确保发电利益最大化。

2.4 开展多能互补研究，综合考虑经济效益

风光水多能互补是有效利用水电的灵活性补偿光电功率的波动性和间歇性，但这种方式可能在一定程度上会影响水电系统的长期运行效益，互补关键在于水库具有调蓄能力，互补能力实质在很大程度取决于水电站的长期水位控制，水电单独运行相比较于多能互补联合运行，整体效益是做出了牺牲和让步的，例如机组运行时偏离高效率区、汛期风光电挤占水电发电空间等。在当风光电获得发电空间后提高了经济收益，用以适当补偿水电。故在考虑多能互补项目的经济效益时，单一效益应服从于整体效益，最终追求整体效益最大化。在编制发电计划（以水定电）和实时经济运行（以电定水）时，在保证水电机组安全稳定基本条件下，应充分考虑风光电的出力特性。同时在预测方面尽可能采用先进的技术手段进行，例如数值天气预报、集合预报、概率预报、人工智能技术等，提高预测准确率。

在光水多能互补项目中，光伏装机容量是水光互补系统中的一个关键参数，对系统的安全经济运行至关重要。当光伏电站装机容量较小时，光资源得不到充分有效的开放利用，当光伏装机电站装机容量较大时，投资成本过高，过剩的光电也无法被电网消纳，造成资源的浪费。因此，对于已建成的水电站水库能捆绑多大的光伏装机容量存在一个临界阈值。在光伏装机容量阈值中结合光伏补贴电价、初始投资成本、运维成本、折现率、水库调节库容、水库调节性能、水电装机容量等因素综合计算分析，最终得出全生命周期内的运行效益最大的光伏装机容量值[5]。

2.5 建章立制，积极发挥管理效益

开展电改新政策及其影响的研究分析，及时制定应对举措，同时根据电网结构变化、电力市场政策以及所在流域特征等特点，编制和完善相关管理制度和规程，从制度上完善管理短板，充分发挥管理效益，最大限度减少电量损失、经济损失。

2.6 加强培训，结合形势发展补充培训内容

在水电集控运行工作过程中，根据各形势发展变化的需要，及时编制和完善培训方案，通过集中授课、专题培训、座谈讨论等多种方式，切实开展行业政策研究、电力市场营销、梯级水库调度、电网结构、调度新规等方面内容的培训活动，进而提高运行值班人员工作业务技能，全力做好经济运行工作。

3 结语

“经济运行、降本增效”是水电厂长久不衰始终如一的根本宗旨，在当前发展形势下，要做好集控水电经济运行工作，既要一如既往做好诸如：优化调度，减少弃水；合理控制水位，降低耗水率；节能增效，降低综合厂用电率；加强检修管理，提高设备可靠性；优化机组运行方式，提高机组效率等传统提高经济运行工作的重要措施[6]。也要与时俱进，适应电力系统发展、电力市场改革的需求，结合交直流特高压电网发展、风光电新能源快速增长、送出负荷断面受限和用电负荷空间受限等变化特点，加强沟通协调，制定切实可行的应对措施，减少无效弃水；同时在发电运行过程中落实好减少电量分摊、减少两个细则考核的预防措施，进而达到增发电量、降低发电生产成本的目的，全力提升水电厂的经济运行水平，充分发挥最大的经济效益和社会效益。