田祚堡，鄭 濤，周 敏

(三峽水利樞紐梯級調(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、灌溉、攔沙和防洪等綜合效益的特大型電站，并具備為上游梯級電站進行反調(diào)節(jié)的作用。向家壩水電站正常蓄水位380 m，總庫容51.63億m3，調(diào)節(jié)庫容9.03億m3。向家壩水電站裝機容量6 000 MW，機組臺數(shù)8臺，單機容量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4臺單機容量(視在額定功率)888.9 MVA的混流式水輪發(fā)電機組電站，通過左、右岸各2回500 kV交流出線至復龍換流站，向華東、華中等地區(qū)送電[2]。

1 背景及運行方式

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)異步運行。為確保廠站AGC在西南異步聯(lián)網(wǎng)運行前具備投運條件，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)控運行，長周期開展西南、四川、重慶AGC功能閉環(huán)運行。

國家電力調(diào)度通信中心(以下簡稱國調(diào))計劃于3月14日00:15操作復奉直流停電，按照國調(diào)穩(wěn)控規(guī)定要求，復奉停運后向家壩左、右岸電廠出力均不大于1 000 MW，投入切機壓板的機組單機出力不低于500 MW(復奉停運前不低于620 MW)。13日23:45向家壩電廠1號機、3號機、6號機并網(wǎng)運行，5號機空載運行(避免機組頻繁啟停，短時空載運行)。按照發(fā)電計劃，13日23:59向家壩右岸5號機開機，14日00:00并網(wǎng)運行。

2 負荷偏差事件處置過程

14日00:08向家壩左、右岸AGC收到國網(wǎng)西南分中心(以下簡稱西南)有功設定值1 126 MW、750 MW，但實際出力均無變化趨勢，0:00至0:15，左岸電站應由1 110 MW減至1 000 MW、右岸電站應由750 MW增至1 000 MW。此時西南向家壩AGC子站在MANU模式。如圖1所示，0:08時，左岸電站實際出力比計劃出力多70 MW、右岸電站實際出力比計劃出力少130 MW，全廠實際出力比計劃出力少60 MW。

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

00:15向家壩左岸AGC有功設定值仍為1 126 MW(此時計劃值1 000 MW)。00:20向家壩左岸AGC有功實際設定值1 000 MW，恢復正常發(fā)電計劃，如圖3所示。

圖1 向家壩電站計劃出力與實際出力曲線圖(00:08偏差約60 MW)

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

圖3 向家壩電站計劃出力與實際出力曲線圖(00:20恢復正常發(fā)電計劃)

14日00:25國調(diào)告知向家壩左、右岸上網(wǎng)負荷嚴格按不超過1 000 MW控制，單廠上網(wǎng)負荷超1 000 MW將對向家壩電廠進行拍機處置。將上述國調(diào)要求匯報西南后，00:30西南通知00:30-09:00向家壩左、右岸發(fā)電計劃值各減50 MW。

因西南檢查AGC系統(tǒng)，00:38～00:55時間段，向家壩左、右AGC收到西南有功設定值仍為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，將出力均設值為990 MW，滿足國調(diào)穩(wěn)控要求。

3 負荷偏差原因分析

3.1 西南AGC停止下達左岸有功設定分析

通過監(jiān)控系統(tǒng)事件分析，23:58向家壩左岸AGC收到西南設定值1 126 MW后，直至0:21向家壩左岸AGC方重新收到西南設定值。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定值，全廠出力維持1 126 MW并偏離發(fā)電計劃(發(fā)電計劃為1 000 MW)，偏離時長約22 min，最大偏離量約120 MW。

廠站AGC設定值判斷邏輯：設定值下限≤AGC設定值≤設定值上限；設定值上限=加入AGC聯(lián)控機組當前水頭最大允許出力×聯(lián)控機組臺數(shù)+未加入AGC聯(lián)控機組實際出力之和；設定值下限=加入AGC聯(lián)控機組最小允許出力之和(加切機組下限為切機低限、未加切機組下限為最小穩(wěn)定運行值)+未加入AGC聯(lián)控機組實際出力之和。

左岸1號機、3號機并網(wǎng)且加入AGC聯(lián)控，1號機加切。此時左岸AGC設定值上限=750 MW+750 MW，左岸AGC設定值下限=1號機下限+3號機下限=625+480=1 105 MW。

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

0:20國調(diào)通知復奉已停運，切機容量可以由620 MW調(diào)至500 MW，電廠即將1號機下限由625 MW降至505 MW，此時左岸AGC設定值下限=1號機下限+3號機下限=505+480=985 MW；此時左岸發(fā)電計劃1 000 MW大于下限985 MW，隨即左岸AGC接收到西南新的設定值，左岸實際出力正常跟蹤發(fā)電計劃。表1所示為左岸實際出力情況。

表1 左岸實際出力情況表

3.2 西南AGC停止下達右岸有功設定分析

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

右岸電站發(fā)電計劃：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收到西南設定值750MW，14日0:00-0:10右岸電站AGC未接收到西南設定值，0:10西南處理后右岸電站AGC恢復正常；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。

結合監(jiān)控事件和右岸電站運行方式：右岸電站13日23:45-24:00僅6號機并網(wǎng)并加入AGC聯(lián)控，電廠于13日23:49:40退出6號機AGC聯(lián)控、23:49:52手動設定6號機功率750 MW、23:50:29將6號機加入AGC聯(lián)控。綜合該信息推測，全廠1臺機組加入AGC聯(lián)控，退出唯一聯(lián)控機組，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)設定值。表2為右岸電站實際出力情況。

表2 右岸電站實際出力情況表

3.3 復奉直流停運后，向家壩電站負荷偏差分析

0:10右岸電站恢復至計劃出力，0:20左岸電站恢復至計劃出力。此時左岸電站、右岸電站仍為西南閉環(huán)運行，西南對向家壩左、右岸電站的設定值均為1 000 MW，有時由于死區(qū)等原因設定值甚至超過1 000 MW，疊加機組調(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(復奉停運后國調(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、右岸計劃值各50 MW，最終并未生效(判斷應為950 MW小于AGC設定下限985 MW，西南AGC未能下發(fā))。多次匯報西南建議退出西南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、復電過程中的思考

4.1 直流停運、復電期間AGC操作思考

直流停運前。由于發(fā)電計劃與直流停運時間無法完全匹配，此時需要值班人員實時調(diào)整負荷以滿足國調(diào)穩(wěn)控要求和發(fā)電計劃執(zhí)行。國調(diào)直流停電操作較為繁忙，需向國調(diào)詢問獲知停電時間，根據(jù)停電時間，再向其申請更改單機切機容量或申請左、右岸負荷倒換滿足穩(wěn)控要求。為控制調(diào)度運行風險，直流停運前應先向上級調(diào)度申請退出AGC閉環(huán)控制，單站手動控制出力。

直流停運期間。按照國調(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應維持退出西南閉環(huán)狀態(tài)。同時若兩站均按照兩臺機安排運行時，發(fā)電計劃還應提前做好安排。

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

4.2 AGC相關優(yōu)化思考

將西南AGC的相關狀態(tài)和數(shù)據(jù)返送電站側監(jiān)控系統(tǒng)，能夠通過監(jiān)控系統(tǒng)實時了解西南AGC的運行狀態(tài)，便于及時發(fā)現(xiàn)異常，贏得處置時間。增設實際負荷與計劃負荷偏差的語音報警功能，提早發(fā)現(xiàn)負荷偏差進行處理。

5 結 語

由于國調(diào)穩(wěn)控規(guī)定或其他要求對電站出力的限制，存在發(fā)電計劃與相應檢修停電或停運時間無法完全匹配，造成負荷偏差，對電網(wǎng)危害較大。通過對向家壩電站這次負荷偏差處置事件分析研究，能為進一步優(yōu)化溪洛渡、向家壩流域梯級電站電力調(diào)度提供更好的技術參考，避免出現(xiàn)類似負荷偏差事件，控制調(diào)度運行風險，提高電網(wǎng)可靠性和供電穩(wěn)定性，同時對其他電站類似情況具有借鑒意義。