水电与新能源电站运行检修模式新变化新趋势和相关技术要求

袁　蕊，于春泽，李广博，陈　飞

（中国电力投资集团公司，北京 100033）

水电与新能源电站运行检修模式新变化新趋势和相关技术要求

袁蕊，于春泽，李广博，陈飞

（中国电力投资集团公司，北京 100033）

摘要：结合国内水电与新能源电站运行检修管理现状、国外先进的管理理念方法，分析了集控运行、多能互补运行与状态检修管理的优越性与发展方向，并阐述了水电与新能源电站远程集控运行和状态检修管理给计算机监控、通信与信息化技术等相关领域带来的机遇与挑战。

关键词：水电；新能源；集控运行；状态检修；信息化技术

近年来，随着计算机监控、通信、信息化及其相关技术的不断进步，水电与新能源电站远程集中监控运行已被业界广泛认同并在全国范围内得到迅速推进，“多能互补运行”等新概念悄然兴起并得到成功应用，设备状态检修已成为水电尤其是新能源电站检修管理的发展方向。同时，随着水电与新能源电站远程集控运行、“多能互补运行”和状态检修的全面深入推进，对远程监控与信息化技术进一步提出了新的要求，给相关专业技术领域带来了巨大机遇和挑战。下面，以水电站集控运行为重点，简要谈谈水电与新能源电站运行、检修方面的新变化、新趋势和相关技术要求。

1　水电站集控运行方面

所谓“水电站集控运行”是指设置集控中心接受调度机构指令，对多个水电站进行远程监视与控制的运行模式。

事实证明，实施水电站集控运行，完全能够保证电网的运行安全，具有显著的经济效益与社会效益。①经济效益显著。三峡、清江、五凌、乌江梯级水电站实施集控运行后，通过实行梯级间的联合调度，合理分配各电站负荷，并在实时调度过程中将电站水库调度和电力调度紧密结合起来，优化水库和机组运行方式，降低耗水率，利用有限的水能资源多发电，给企业创造了显著的经济效益。②减轻了电网调度的工作。实施集控运行后，电网调度只需将梯级水电站的日负荷曲线下达给集控中心，再由集控中心下达至各水电站，大大减少了电网调度的工作量，提高了工作效率。③有利于降低生产运行成本。集控运行模式下，现场只留少数值守人员负责设备巡检与应急工作，精简了水库调度、发电运行值班人员，减少了管理岗位数量，降低了生产运行成本。④改善了员工工作条件。集控中心一般设在条件较好的城市甚至是省城，能有效地把电站运行人员从艰苦的环境中解脱出来，也有利于留住人才，真正实现企业“以人为本”的发展观。

1.1现状

（1）国外：集控运行在一些发达国家的应用已经非常成熟。

（2）国内：国家电力体制改革以来，一些大型流域水电公司在流域梯级水电站集控运行方面做了大量工作，取得了显著效果，积累了许多宝贵经验。如三峡电力、五凌电力、湖北清江水电公司、贵州乌江水电公司等，都先后成立集控中心或梯调中心，实现了对所属水电站的远程集控运行。

（3）中电投：已建成投运流域水电站集控中心3个。

五凌电力--2012年5月完成远程集控中心站构建，目前已有11个水电厂接入远程集控系统，受控机组48台、容量383万kW，涉及到网、省、地三级调度。自实现远程集控以来，系统运行稳定，开、停机成功率100%，调令执行准确率、及时率100%，是中电投最早投运的集控系统。

黄河公司--2003年成立集控中心，建立了电调和水调自动化系统，并完成了相关的试验，具备对所属水电站的远程监控功能。目前已完成所属10座水电站的接入，由于电网方面的原因，目前只实现了对班多、苏只两个中型电站的远程监控运行，其他大型水电站“只监不控”，没有实现真正意义上的集控运行。

云南国际--2013年完成禄劝公司集控中心建设，规划实现洗马河、普渡河上4个电站的集控运行，目前已有3个水电厂接入集控系统，受控机组8台、容量31.2万kW，涉及到省、地两级调度。预计2014年底接入甲岩电站，届时，受控机组11台、容量55.2万kW。

1.2发展趋势

集控运行以其成熟的技术、成功的实践、显著的经济效益与社会效益，已获得业界的广泛认同与充分肯定。据可靠消息，国家发改委近期拟开展一次水电消纳与流域梯级水电站集中调度方面的专项调研，希望在国家层面推进流域梯级水电站集中调度工作，利用有限的水能资源多发电、多创效益，为社会创造更多财富。集控运行是集中调度的基础性工作，要推进集中调度工作，集控运行必须先行。电力行业标准《流域梯级水电站集中控制规程》（DL/T1313-2013）已正式颁布。尽管目前在有些地方推进水电站集控运行仍然存在很大阻力。但我们有理由相信，水电站集控运行在不久的将来，定会得到快速、全面的推广应用。

1.3关键技术要求

如果只是单纯实现对多个水电站的远程集控运行，与单站控制比较，基本上没有什么特别的技术要求。就相当于把中控室挪了个地方，控制的机组和设备多了些而已。但是，要在实现远程集控的基础上做到安全、稳定、经济运行，充分发挥集控运行的优势，则需要针对各单位、各电站的具体情况，开展以远程集中监控与诊断为核心的关键技术研究及应用。

流域梯级水电站或跨流域电站群远程集中监控与诊断关键技术研究，主要涉及系统硬件及网络的构建、系统的优化设计、梯级电站联合经济运行、水电站设备远程关联监测与故障诊断等。包括：远程集控系统硬件平台、网络平台、软件平台、系统功能等的规划、设计研究及工业应用；集控数据网组网方式的构建及工程应用；泄洪闸门远程集控策略研究及工程应用；远程集控模式下流域梯级水电站或跨流域电站群AGC、AVC及其安全技术研究与工程应用；联合AGC/EDC技术的研究；集控数据平台下电站设备远程监测与实时诊断技术的研究与工程应用；梯级上下游电站经济匹配运行模型关键技术研究及工程应用等。

2　新能源电站集控运行方面

“新能源电站集控运行”跟水电一样，是指设置新能源集控中心接受调度机构指令，对多个风电场、光伏电站进行集中监视与控制的运行模式。原来每个风场、光伏电站都要配备一套运行值班人员，实现集控后只需在集控中心配备监控值班人员，负责几个甚至几十个新能源电站的监控运行，大大提高了工作效率。集控中心的建成将各新能源电站的管理人员和运行人员从偏远荒漠、边远山区整合到条件较好的地区或城市，解除了职工“安居乐业”的后顾之忧，有利于职工队伍稳定和企业凝聚力提升。

新能源电站一般来讲单站容量都不大，且点多面广，设备、系统比较简单，功能单一就是发电，非常适合集控运行，在技术上容易实现。也只有实施集控运行，才能有效降低新能源电站的运营成本，保证应有的盈利水平。据了解，新能源电站的集控运行已在全国范围内全面推进，是新能源电站运维管理的必然趋势。中电投集团于2013年初印发了《中国电力投资集团公司新能源电场（站）集控运行指导意见》，要求所属各单位结合本单位具体实际，统筹规划，积极推进新能源电站集控运行工作，实现“减人增效”，提升新能源盈利能力。目前，江苏公司已率先在盐城建成了中电投第一个新能源电站集控中心，实现了对所属4个风电场、4个光伏电站的集控运行，取得了非常好的效果。其他二级单位也都已启动新能源集控中心建设规划，正在积极争取电网公司支持，有序推进相关工作。

新能源电站与水电站相比，功能单一，没有防洪、航运、灌溉等综合功能；运行操作比较简单，没有水库调度、泄水闸门操作等。主要就是接听调度电话，办理调度业务，对升压站、开关室的高压开关包括出线开关进行分、合操作，停、启风机，停、启光伏电站逆变器，在线监视光伏电站、风电场运行状态、控制机组出力等。因此，对新能源集控系统的设计基本上没有什么特殊的要求，比较容易实现。需要解决的主要问题：①解决好新能源电站现地各系统（风机、升压站、功率预测系统）的通信规约与接口问题；②建立比较完善的状态监测与故障诊断系统，探索智能分类报警、事故联动等功能；③统筹好新能源电站（现地）、电网调度、集控中心三者之间的关系，尤其是AGC/AVC…。

3　多能互补运行方面

众所周知，风电有一个最大的缺憾，那就是间歇性很强，大风一来全场满发，风一停全场“停电”。光伏电也一样，阳光好发的也好，一朵云儿飘过，负荷马上下来。这样的电，对电网运行安全是很有影响的。所谓“多能互补”，简单说就是利用水电或火电机组在有功、无功调节方面的优势，为风电、光伏电站提供有功和无功补偿，为电网输送电压、频率合格的电能。

最早提出这一概念的是中电投。2013年12月，黄河公司在龙羊峡建成了第一个“水光互补”发电项目。该项目由320MWp并网光伏电站和龙羊峡水电站组成。光伏电站位于青海省海南州共和县恰卜恰镇西南的塔拉滩上，以330 kV电压等级接入龙羊峡水电站，送电距离约48 km。项目利用龙羊峡水库库容大，调节能力强，水电机组启动迅速、调节灵活、负荷响应快等特点，对光伏电站出力变化进行快速补偿调节，以满足电网对频率、电压的质量要求。在龙羊峡“水光互补”项目成功实践的基础上，黄河公司计划近期再建设羊曲16MWp、拉西瓦12MWp、公伯峡365MWp 3个“水光互补”光伏发电项目。云南国际计划在楚雄建设集控中心，对所属水电、风电、光伏电项目实施集控运行管理，建成一个“水风光互补”项目。

中电投提出的“水光互补”、“水风光互补”概念及龙羊峡“水光互补”项目得到了国家能源局的高度肯定。在此基础上，国家能源局提出了“多能互补”新概念，并表示将在项目审批上给予“多能互补”项目以支持。

“多能互补”运行需要解决的关键技术问题主要是在水电、风电、光伏发电互补运行模式下联合AGC、AVC及其安全技术的研究与工程应用，水电经济运行技术的研究与应用等。根据风、光电站功率预测曲线、调度下达的水电出力曲线、水风光总出力曲线，在保证水电站所承担的调峰、调频任务和水量运用方式不变的前提下，风、光电站按照最大能力发电，水电进行出力补偿调节，以满足电站总出力曲线和频率变化在电网控制范围内。

4　设备状态检修方面

通俗的讲，状态检修就是根据设备的健康状况确定什么时候进行检修、修什么，避免不必要的“过修”、“失修”和人力物力浪费。早在20世纪80年代末，我国电力行业就启动了状态检修的早期工作。但受制于当时的电力管理体制、状态监测与故障诊断技术水平，历经30余年，客观的说还是没能取得实质性进展。2002年电力体制改革后，制约实施状态检修的管理体制因素应该说已经不存在了，很多的发电企业都对开展状态检修表现出了很强烈的愿望，进行了许多有益探索，积累了一定经验。近年来，状态监测与故障诊断技术也有长足进步，为推进发电设备状态检修创造了有力条件。新能源电站的设备、系统相对比较简单，但设备数量很多、分布范围很广，最有条件也最有必要实施状态检修。

目前，国内第一部电力行业标准《水电站设备状态检修管理导则》已报国家能源局待批。《导则》的制定对水电站实施状态检修必将产生重要促进作用。中电投正在起草《关于进一步规范和加强新能源电站生产运营管理的若干意见》，其中有一条就是要求各单位“要借助先进、成熟的技术，优化检修项目内容和检修周期，稳步推进新能源电站的状态检修工作，尽量降低检修费用和生产成本”。

状态检修是建立在先进的状态监测和故障诊断技术的基础上的。要科学确定检修项目内容，合理制定检修间隔和检修周期，就必须采用有效的监测手段和分析诊断技术，准确掌握设备状态。现在有很多的公司都在做状态监测装置，但功能有限，深度很不够，大多只是停留在对振动、摆度、温度、间隙、局放、总烃等状态量的检测、测量、显示阶段，为监测而监测，缺乏对设备运行状态的评估，尤其是对设备异常或故障程度的判断。故障诊断方面的差距则更大，已成为制约发电企业推行状态检修的最大技术瓶颈。故障诊断的作用，就是根据状态监测所获取的数据、信息，根据设备结构特性、参数和环境条件，结合该设备的历史记录，对设备可能或已经发生的故障进行分析，判断、确定故障性质、类别、程度、原因和部位，指出故障发生、发展的趋势和后果，提出控制故障发展以及消除故障的对策、措施。由此可见，要推行状态检修，在技术上还有许多的工作要做。特别是在故障诊断方面有很多的关键技术难题需要攻克，比如，建立尽可能覆盖全部故障特征的、具有自我学习功能的知识库，建立各种各样的分析诊断模型等等。

状态监测与故障诊断系统是实施状态检修的基础性支持系统，及时、准确的监测数据和全面、系统的分析诊断缺一不可，否则将很难对设备状态进行及时、准确的诊断，状态检修也就无从谈起。但仅此是不够的，还需要建立“检修决策系统”和“设备综合管理系统”。“检修决策系统”的作用是帮助管理人员根据诊断结果确定检修项目内容、时间间隔和检修周期，对检修费用、效益进行评估，提供检修决策支持。“设备综合管理系统”的作用是实现对设备动、静态管理和检修过程管理，包括设备数据综合管理、缺陷管理、检修计划立项、人力物力需求管理、检修过程中的“安全、质量、进度、费用”管理和工程验收等等。

总而言之，发电设备状态检修是该提到议事日程上来了，新能源电站最有必要也比较容易实施，可以先试先行。但要全面推行发电设备的状态检修，显然不是一朝一夕的事情，需要广大科研工作者的潜心钻研和不懈努力，需要各发电企业的不断探索与大胆实践。毋庸讳言，推行发电设备状态检修，在给发电企业创造显著经济效益和社会效益的同时，也会给相关专业技术领域带来巨大商机。

中图分类号：TV737

文献标识码：A

文章编号：1672-5387（2015）07-0065-04

DOI：10.13599/j.cnki.11-5130.2015.07.019

收稿日期：2015-04-30

作者简介：袁蕊（1965-），男，高级工程师，从事水电与新能源生产运营管理工作。