田祚堡，鄭 濤，周 敏

(三峽水利樞紐梯級(jí)調(diào)度通信中心成都調(diào)控部，四川 成都 610094)

向家壩水電站位于四川屏山縣和云南水富縣交界的金沙江峽谷內(nèi)，是一座以發(fā)電為主，兼有航運(yùn)、灌溉、攔沙和防洪等綜合效益的特大型電站，并具備為上游梯級(jí)電站進(jìn)行反調(diào)節(jié)的作用。向家壩水電站正常蓄水位380 m，總庫(kù)容51.63億m3，調(diào)節(jié)庫(kù)容9.03億m3。向家壩水電站裝機(jī)容量6 000 MW，機(jī)組臺(tái)數(shù)8臺(tái)，單機(jī)容量750 MW。近期情況下的多年平均年發(fā)電量308.8億kW·h[1]。向家壩水電站由左岸壩后電站和右岸地下電站組成，各裝設(shè)4臺(tái)單機(jī)容量(視在額定功率)888.9 MVA的混流式水輪發(fā)電機(jī)組電站，通過(guò)左、右岸各2回500 kV交流出線至復(fù)龍換流站，向華東、華中等地區(qū)送電[2]。

1 背景及運(yùn)行方式

渝鄂直流背靠背聯(lián)網(wǎng)工程投產(chǎn)后，西南電網(wǎng)將與華中電網(wǎng)異步運(yùn)行。為確保廠站AGC在西南異步聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行前具備投運(yùn)條件，3月初溪洛渡左岸、向家壩左岸和向家壩右岸AGC均加入西南聯(lián)控運(yùn)行，長(zhǎng)周期開展西南、四川、重慶AGC功能閉環(huán)運(yùn)行。

國(guó)家電力調(diào)度通信中心(以下簡(jiǎn)稱國(guó)調(diào))計(jì)劃于3月14日00:15操作復(fù)奉直流停電，按照國(guó)調(diào)穩(wěn)控規(guī)定要求，復(fù)奉停運(yùn)后向家壩左、右岸電廠出力均不大于1 000 MW，投入切機(jī)壓板的機(jī)組單機(jī)出力不低于500 MW(復(fù)奉停運(yùn)前不低于620 MW)。13日23:45向家壩電廠1號(hào)機(jī)、3號(hào)機(jī)、6號(hào)機(jī)并網(wǎng)運(yùn)行，5號(hào)機(jī)空載運(yùn)行(避免機(jī)組頻繁啟停，短時(shí)空載運(yùn)行)。按照發(fā)電計(jì)劃，13日23:59向家壩右岸5號(hào)機(jī)開機(jī)，14日00:00并網(wǎng)運(yùn)行。

2 負(fù)荷偏差事件處置過(guò)程

14日00:08向家壩左、右岸AGC收到國(guó)網(wǎng)西南分中心(以下簡(jiǎn)稱西南)有功設(shè)定值1 126 MW、750 MW，但實(shí)際出力均無(wú)變化趨勢(shì)，0:00至0:15，左岸電站應(yīng)由1 110 MW減至1 000 MW、右岸電站應(yīng)由750 MW增至1 000 MW。此時(shí)西南向家壩AGC子站在MANU模式。如圖1所示，0:08時(shí)，左岸電站實(shí)際出力比計(jì)劃出力多70 MW、右岸電站實(shí)際出力比計(jì)劃出力少130 MW，全廠實(shí)際出力比計(jì)劃出力少60 MW。

00:11向家壩右岸AGC收到西南設(shè)值已逐步跟上計(jì)劃曲線。如圖2所示，右岸電站恢復(fù)正常發(fā)電計(jì)劃，左岸電站實(shí)際出力維持1 126 MW。

00:15向家壩左岸AGC有功設(shè)定值仍為1 126 MW(此時(shí)計(jì)劃值1 000 MW)。00:20向家壩左岸AGC有功實(shí)際設(shè)定值1 000 MW，恢復(fù)正常發(fā)電計(jì)劃，如圖3所示。

圖1 向家壩電站計(jì)劃出力與實(shí)際出力曲線圖(00:08偏差約60 MW)

圖2 向家壩電站計(jì)劃出力與實(shí)際出力曲線圖(00:13右岸電站逐步跟上計(jì)劃曲線)

圖3 向家壩電站計(jì)劃出力與實(shí)際出力曲線圖(00:20恢復(fù)正常發(fā)電計(jì)劃)

14日00:25國(guó)調(diào)告知向家壩左、右岸上網(wǎng)負(fù)荷嚴(yán)格按不超過(guò)1 000 MW控制，單廠上網(wǎng)負(fù)荷超1 000 MW將對(duì)向家壩電廠進(jìn)行拍機(jī)處置。將上述國(guó)調(diào)要求匯報(bào)西南后，00:30西南通知00:30-09:00向家壩左、右岸發(fā)電計(jì)劃值各減50 MW。

因西南檢查AGC系統(tǒng)，00:38～00:55時(shí)間段，向家壩左、右AGC收到西南有功設(shè)定值仍為1 000 MW，暫未退出西南AGC閉環(huán)控制；00:55按西南下令要求將左、右岸AGC切至廠站控制模式，將出力均設(shè)值為990 MW，滿足國(guó)調(diào)穩(wěn)控要求。

3 負(fù)荷偏差原因分析

3.1 西南AGC停止下達(dá)左岸有功設(shè)定分析

通過(guò)監(jiān)控系統(tǒng)事件分析，23:58向家壩左岸AGC收到西南設(shè)定值1 126 MW后，直至0:21向家壩左岸AGC方重新收到西南設(shè)定值。由于13日23:58至14日0:21向家壩左岸AGC未接收到西南新的設(shè)定值，全廠出力維持1 126 MW并偏離發(fā)電計(jì)劃(發(fā)電計(jì)劃為1 000 MW)，偏離時(shí)長(zhǎng)約22 min，最大偏離量約120 MW。

廠站AGC設(shè)定值判斷邏輯：設(shè)定值下限≤AGC設(shè)定值≤設(shè)定值上限；設(shè)定值上限=加入AGC聯(lián)控機(jī)組當(dāng)前水頭最大允許出力×聯(lián)控機(jī)組臺(tái)數(shù)+未加入AGC聯(lián)控機(jī)組實(shí)際出力之和；設(shè)定值下限=加入AGC聯(lián)控機(jī)組最小允許出力之和(加切機(jī)組下限為切機(jī)低限、未加切機(jī)組下限為最小穩(wěn)定運(yùn)行值)+未加入AGC聯(lián)控機(jī)組實(shí)際出力之和。

左岸1號(hào)機(jī)、3號(hào)機(jī)并網(wǎng)且加入AGC聯(lián)控，1號(hào)機(jī)加切。此時(shí)左岸AGC設(shè)定值上限=750 MW+750 MW，左岸AGC設(shè)定值下限=1號(hào)機(jī)下限+3號(hào)機(jī)下限=625+480=1 105 MW。

而3月14日0:00之后發(fā)電計(jì)劃均為1 000 MW，小于AGC設(shè)定值下限1 105 MW，該值將被判斷為不合理值，AGC無(wú)法執(zhí)行，故23:58后接收到西南設(shè)定值1 126 MW后未再接收新的設(shè)定值。0:00之后，西南AGC由于多次無(wú)法將設(shè)定值下發(fā)至向家壩左岸，西南AGC掛起。

0:20國(guó)調(diào)通知復(fù)奉已停運(yùn)，切機(jī)容量可以由620 MW調(diào)至500 MW，電廠即將1號(hào)機(jī)下限由625 MW降至505 MW，此時(shí)左岸AGC設(shè)定值下限=1號(hào)機(jī)下限+3號(hào)機(jī)下限=505+480=985 MW；此時(shí)左岸發(fā)電計(jì)劃1 000 MW大于下限985 MW，隨即左岸AGC接收到西南新的設(shè)定值，左岸實(shí)際出力正常跟蹤發(fā)電計(jì)劃。表1所示為左岸實(shí)際出力情況。

表1 左岸實(shí)際出力情況表

3.2 西南AGC停止下達(dá)右岸有功設(shè)定分析

14日00:08從電廠發(fā)現(xiàn)偏差到向西南、國(guó)調(diào)匯報(bào)，00:10:01右岸電站AGC開始收到西南有功下發(fā)值，逐步跟上計(jì)劃。

右岸電站發(fā)電計(jì)劃：13日23:45-24:00為750 MW，14日0:00-0:15由750增至1 000 MW。13日23:45右岸電站AGC收到西南設(shè)定值750MW，14日0:00-0:10右岸電站AGC未接收到西南設(shè)定值，0:10西南處理后右岸電站AGC恢復(fù)正常；綜合判斷，右岸電站AGC已于13日23:45-24:00之間由于某種原因掛起。

結(jié)合監(jiān)控事件和右岸電站運(yùn)行方式：右岸電站13日23:45-24:00僅6號(hào)機(jī)并網(wǎng)并加入AGC聯(lián)控，電廠于13日23:49:40退出6號(hào)機(jī)AGC聯(lián)控、23:49:52手動(dòng)設(shè)定6號(hào)機(jī)功率750 MW、23:50:29將6號(hào)機(jī)加入AGC聯(lián)控。綜合該信息推測(cè)，全廠1臺(tái)機(jī)組加入AGC聯(lián)控，退出唯一聯(lián)控機(jī)組，可能造成右岸電站AGC在西南掛起，即西南不再向右岸電站AGC下發(fā)設(shè)定值。表2為右岸電站實(shí)際出力情況。

表2 右岸電站實(shí)際出力情況表

3.3 復(fù)奉直流停運(yùn)后，向家壩電站負(fù)荷偏差分析

0:10右岸電站恢復(fù)至計(jì)劃出力，0:20左岸電站恢復(fù)至計(jì)劃出力。此時(shí)左岸電站、右岸電站仍為西南閉環(huán)運(yùn)行，西南對(duì)向家壩左、右岸電站的設(shè)定值均為1 000 MW，有時(shí)由于死區(qū)等原因設(shè)定值甚至超過(guò)1 000 MW，疊加機(jī)組調(diào)速器調(diào)節(jié)性能等因素，使得向家壩左、右岸上網(wǎng)出力有超1 000 MW(復(fù)奉停運(yùn)后國(guó)調(diào)穩(wěn)控要求左、右岸出力小于1 000 MW)情況發(fā)生。0:28西南采取措施調(diào)減左、右岸計(jì)劃值各50 MW，最終并未生效(判斷應(yīng)為950 MW小于AGC設(shè)定下限985 MW，西南AGC未能下發(fā))。多次匯報(bào)西南建議退出西南AGC閉環(huán)或各調(diào)減10 MW優(yōu)先滿足國(guó)調(diào)的穩(wěn)控要求，均未獲同意。0:55西南下令向家壩左、右岸電站退出西南AGC閉環(huán)控制，廠站控制負(fù)荷995 MW左右滿足穩(wěn)控限制，見圖4。

圖4 向家壩左右岸送出有功錄波曲線

4 直流系統(tǒng)停電、復(fù)電過(guò)程中的思考

4.1 直流停運(yùn)、復(fù)電期間AGC操作思考

直流停運(yùn)前。由于發(fā)電計(jì)劃與直流停運(yùn)時(shí)間無(wú)法完全匹配，此時(shí)需要值班人員實(shí)時(shí)調(diào)整負(fù)荷以滿足國(guó)調(diào)穩(wěn)控要求和發(fā)電計(jì)劃執(zhí)行。國(guó)調(diào)直流停電操作較為繁忙，需向國(guó)調(diào)詢問(wèn)獲知停電時(shí)間，根據(jù)停電時(shí)間，再向其申請(qǐng)更改單機(jī)切機(jī)容量或申請(qǐng)左、右岸負(fù)荷倒換滿足穩(wěn)控要求。為控制調(diào)度運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)，直流停運(yùn)前應(yīng)先向上級(jí)調(diào)度申請(qǐng)退出AGC閉環(huán)控制，單站手動(dòng)控制出力。

直流停運(yùn)期間。按照國(guó)調(diào)穩(wěn)控規(guī)定要求，單站出力不大于1 000 MW，因單站調(diào)節(jié)容量有限，AGC加入西南閉環(huán)控制調(diào)頻意義不大，廠站AGC應(yīng)維持退出西南閉環(huán)狀態(tài)。同時(shí)若兩站均按照兩臺(tái)機(jī)安排運(yùn)行時(shí)，發(fā)電計(jì)劃還應(yīng)提前做好安排。

直流復(fù)電前后。復(fù)電前廠站AGC退出西南閉環(huán)控制，復(fù)電后待切機(jī)容量等調(diào)整完畢后，廠站AGC再加入西南閉環(huán)控制運(yùn)行。

4.2 AGC相關(guān)優(yōu)化思考

將西南AGC的相關(guān)狀態(tài)和數(shù)據(jù)返送電站側(cè)監(jiān)控系統(tǒng)，能夠通過(guò)監(jiān)控系統(tǒng)實(shí)時(shí)了解西南AGC的運(yùn)行狀態(tài)，便于及時(shí)發(fā)現(xiàn)異常，贏得處置時(shí)間。增設(shè)實(shí)際負(fù)荷與計(jì)劃負(fù)荷偏差的語(yǔ)音報(bào)警功能，提早發(fā)現(xiàn)負(fù)荷偏差進(jìn)行處理。

5 結(jié) 語(yǔ)

由于國(guó)調(diào)穩(wěn)控規(guī)定或其他要求對(duì)電站出力的限制，存在發(fā)電計(jì)劃與相應(yīng)檢修停電或停運(yùn)時(shí)間無(wú)法完全匹配，造成負(fù)荷偏差，對(duì)電網(wǎng)危害較大。通過(guò)對(duì)向家壩電站這次負(fù)荷偏差處置事件分析研究，能為進(jìn)一步優(yōu)化溪洛渡、向家壩流域梯級(jí)電站電力調(diào)度提供更好的技術(shù)參考，避免出現(xiàn)類似負(fù)荷偏差事件，控制調(diào)度運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)，提高電網(wǎng)可靠性和供電穩(wěn)定性，同時(shí)對(duì)其他電站類似情況具有借鑒意義。