主力水电站在西藏电网水光互补调度中的创新实践

严登宏，张 敏，刘 伟，王子铭，韩清禹

（1.华能西藏雅鲁藏布江水电开发投资有限公司，西藏 拉萨 850000；2.国网林芝供电公司，西藏 林芝 860000）

0 引言

西藏电网电源结构以水电为主、光伏为辅，水电占比60%，光伏占比30%，发电出力受气候影响大，电网网架结构薄弱，具有“大机小网、强直弱交、电力丰盈枯缺”的典型特征。丰水期，电网电力大量外送后仍有盈余，弃水弃光现象并存；枯水期，水电采取“多开机少发电、昼蓄夜发”的运行方式为光伏发电、电网受电提供调峰、旋备支撑，电网通过±400 kV 青藏直流及500 kV 川藏交流通道大量受电才能保持电力平衡。ZM 水电站是西藏电网主力电站，装机容量510 MW，占西藏电网水电装机容量的18.2%，承担着电网调峰、旋备任务。为了消纳网内光伏出力，白天时段ZM 水电站机组长期在20%～30%低负荷区、振动区边缘运行，造成了机组零部件的结构松动、变形、裂纹等缺陷，威胁机组的安全稳定运行。

1 总体思路

西藏电网光伏发电低谷期为夏秋两季，高峰期为冬春两季，水电丰水期为夏秋两季，枯水期为冬春两季，光伏与水电年内出力呈现出明显的“峰谷对应”时空互补关系，通过水光互补调度，可使西藏电网光伏发电与水力发电出力曲线呈“峰对谷互补”。

主力水电站助力西藏电网水光互补调度，一是采用“机组工况分级”思想，将水电机组的运行工况由传统的固定振动区、运行区动态划分为振动区、限制运行区、稳定运行区，减少机组在振动区边缘的运行时间，提高机组可靠性。二是优化水电厂AGC 负荷分配策略、开停机方式，合理分配各台机组负荷，在相同的出力下提供更多的调峰容量、更大的AGC调节范围，为光伏发电、电网交直流通道提供支撑。三是运用流域水情测报系统精细化调度梯级电站，提前向调度机构报送电站年度、月度、周发电计划和“96 点”日发电能力曲线，避免枯水期弃水，实现水光互补调度效益最大化。

2 主要做法

2.1 动态划分水电机组运行工况

ZM 水电站装设6 台85 MW 混流式水轮发电机组，1～3 号同型机组是哈尔滨电机厂生产，4～6号同型机组是浙江富春江水电设备股份有限公司生产，同厂家同型号机组的水力特性基本一致。机组投产前委托四川中鼎科技公司进行机组稳定性试验确定的运行工况：1～3 号哈电机组振动区为0～35 MW，运行区为35～85 MW；4～6 号浙富机组振动区为45～60 MW，运行区为0～45 MW、60～85 MW。

采用“机组工况分级”思想划分水电机组运行工况，主要根据机组不同负荷时的振动、摆度幅值变化趋势，综合考虑压力脉动、噪声等数据，将机组的运行工况由传统的振动区、运行区划分为振动区、限制运行区、稳定运行区。在振动区内，机组振动、摆度幅值超出国标、行标规定的限制值，易造成机组结构性损伤，该区域内严禁机组运行；在限制运行区内，机组振动、摆度幅值虽未超出国标、行标值，但振摆幅值依然较大，运行工况差，长期在该区域运行，易造成机组零部件松动、变形等；在稳定运行区，机组整体运行状态良好，振动、摆度幅值远低于国标、行标值，适合机组长期运行[1-2]。ZM 水电站机组运行工况分级结果如图1 所示：1～3 号哈电机组振动区0～35 MW 保持不变，将运行区由35～85 MW 细分为限制运行区35～50 MW 和稳定运行区50～85 MW；4～6号浙富机组振动区45～60 MW 保持不变，将运行区由0～45 MW、60～85 MW 细分为限制运行区40～45 MW、60～65 MW，稳定运行区0～40 MW、65～85 MW。

2.2 优化水电厂AGC 负荷分配策略和开停机方式

ZM 水电站作为西藏电网主力电站，6 台机组均投入AGC 运行。白天时段为了配合电网消纳光伏出力，ZM 水电站采取“多开机组、少带负荷、留足调峰容量”的运行方式，机组负荷低、波动大。ZM 水电厂AGC 优化前的负荷分配策略为：全厂负荷按调节裕量等比例分配至各并网机组，当4～6 号浙富机组负荷抵达振动区下限后，根据机组AGC 优先级顺序依次向上跨越振动区；单台机组跨越振动区后暂不参与AGC 负荷分配，直至所有机组均跨越振动区后再按调节裕量等比例分配原则增减负荷[3]。由于ZM 水电站1～3 号哈电机组的振动区在0～35 MW低负荷段，4～6 号浙富机组的振动区在45～60 MW中间负荷段，白天时段全厂出力偏低导致1～3 号机组长期处于振动区0～35 MW 的上边缘35 MW 附近运行，4～6 号机组长期处于振动区45～60 MW 的下边缘45 MW 附近运行，造成机组零部件不同程度的损伤。

优化水电厂AGC 负荷分配策略和开停机方式，一是将ZM 水电厂AGC 策略由 “优先跨越4～6号浙富机组振动区”优化为“按机组AGC 调节裕量等比例分配”，即取消4～6 号浙富机组优先跨越45～60 MW 负荷段的振动区策略，待1～3 号哈电机组跨越0～35 MW 振动区后，全厂AGC 总负荷按机组可调节裕量（除振动区外的机组容量）等比例进行分配，ZM 水电厂机组AGC 调节裕量等比例分配结果如图2 所示。二是将“机组工况分级”成果应用到机组AGC 负荷分配策略中，全厂AGC 负荷分配时优先分配机组负荷在稳定运行区，使机组远离振动区运行；当全厂AGC 总负荷不能满足机组在稳定运行区时，再根据机组AGC 优先级顺序依次分配负荷至限制运行区；全厂AGC 总负荷小于并网机组最小联合振动区时退出全厂AGC，严禁机组在振动区运行。三是针对枯水期白天时段水电出力偏低的现状，采用“4～6 号浙富机组全开、1～3 号哈电机组全停或少开”的开停机组合方式，ZM 水电站3 台机组调峰容量从15 0MW 增加至210 MW，AGC 调节范围从105～255 MW 扩大至15～255 MW，增加西藏电网光伏消纳能力60～90 MW，为西藏电网水光互补提供强有力的支撑。

2.3 运用流域水情测报系统精细化调度梯级电站

主力水电站在丰水期、枯水期采取不同的策略实现水光互补调度。丰水期，水电采用“开机大方式”为光伏发电提高旋备、调峰支撑，充分利用水电厂AGC“调节速度快、调节裕量大”的优点跟踪重要联络线负荷，在光伏出力波动、间歇期间，通过水电厂AGC 自动调节水电出力，迅速平衡电网频率，提高电力稳定性[4-6]。枯水期，水电根据光伏发电特点调整调度策略，在光伏出力较大时段，水电采取“多开机组、少带负荷”的运行方式为光伏发电提供调峰、旋备容量，水库蓄水至最高水位；在光伏出力较小阶段，水电厂利用“开停机迅速、出力调整快”的特点增加水电出力，填补光伏出力缺额。

为了达到水光互补效益最大化，主力水电站充分运用48 h、36 h、24 h、12 h、6 h 水情预报精细化调度梯级电站，一是提前向调度机构报送电站年度、季度、月度、周发电能力计划及“96 点”日发电能力曲线，便于调度机构合理安排各电站发电计划。二是建立流域水情共享机制，各电站每日多时段互通水位、入库、出库流量信息，提醒下游电站做好发电运行及水库调度。三是发电企业与电网调度建立水调、电调沟通机制，电站运行人员根据水情预报及上游电站下泄情况及时向电网调度人员沟通调整本站“96 点”日发电曲线，避免枯水期弃水，实现水光互补调度效益最大化。

3 实施效果

3.1 西藏电网水光互补成效显著

ZM 水电站依托机组深度调峰、水库精细调度技术，通过优化水电厂AGC 负荷分配策略和开停机方式为西藏电网新增光伏消纳能力60～90 MW，运用水情测报系统精细化调度梯级电站，充分发挥“光伏昼发夜无、水电昼蓄夜发”的时空互补优势，助力西藏电网水光互补调度。2021 年，ZM 水电站获得有偿调峰补偿费占西藏电网有偿调峰补偿总费用的49.68%，西藏电网水电发电量同比增长28.85%，西藏电网光伏发电量再创新高，同比增长16.68%。

3.2 提升主力水电站发电设备可靠性

ZM 水电站将“机组工况分级”成果应用到优化水电厂AGC 负荷分配策略和开停机方式中，既将白天时段3 台机组的全厂AGC 调节能力从105～255 MW 扩大至15～255 MW，又合理分配各台机组出力，动态改善了运行工况，提升了发电设备可靠性。2021 年，华能在藏运营的ZM、JC 水电站9台机组全年“零非停”，以西藏电网五分之一占比的电力装机提供了全网四分之一的发电量，树立了高原水电运维管理标杆。

4 结语

ZM 水电站作为西藏电网主力电站，已将机组工况分级、水电厂AGC 负荷分配策略优化、梯级电站精细化联合调度等措施，成功应用到西藏电网水光互补调度中，充分发挥了主力水电站机组深度调峰、水库联合调度的优势，动态改善了机组运行工况，解决了水光互补条件下水电机组长期在振动区边缘运行的问题，提高了西藏电网光伏出力消纳能力，达到了提升电网水光互补调度效益，提高水电机组可靠性的效果。

参考文献：

[1] 刘瑞，王义民，畅建霞，等．考虑分级振动区的水电站厂内经济运行研究[J]．水力发电学报，2022，41（2）：63-71．

[2] 严登宏，陶斯兵，齐志红，等．基于在线监测装置的水轮发电机组振动摆度趋势分析[J]．云南水力发电，2022，38（12）：299-301．

[3] 韩清禹，谈德才．自动发电控制在藏木水电站的应用[J]．科技视界，2016（22）：256-257，288．

[4] 古婷婷，苏立，何光元．梯级水电站水光互补发电系统稳定分析[J]．水电与抽水蓄能，2021，7（5）：96-103．

[5] 贾一飞，林梦然，董增川．龙羊峡水电站水光互补优化调度研究[J]．水电能源科学，2020，38（10）：207-210，106．

[6] 唐世戡，王义．新形势下集控水电厂经济运行工作变化与对策[J]．水电站机电技术，2022，45（10）：173-176．