流域梯级大型水电站负荷偏差分析研究

田祚堡，郑 涛，周 敏

(三峡水利枢纽梯级调度通信中心成都调控部，四川 成都 610094)

向家坝水电站位于四川屏山县和云南水富县交界的金沙江峡谷内，是一座以发电为主，兼有航运、灌溉、拦沙和防洪等综合效益的特大型电站，并具备为上游梯级电站进行反调节的作用。向家坝水电站正常蓄水位380 m，总库容51.63亿m3，调节库容9.03亿m3。向家坝水电站装机容量6 000 MW，机组台数8台，单机容量750 MW。近期情况下的多年平均年发电量308.8亿kW·h[1]。向家坝水电站由左岸坝后电站和右岸地下电站组成，各装设4台单机容量(视在额定功率)888.9 MVA的混流式水轮发电机组电站，通过左、右岸各2回500 kV交流出线至复龙换流站，向华东、华中等地区送电[2]。

1 背景及运行方式

渝鄂直流背靠背联网工程投产后，西南电网将与华中电网异步运行。为确保厂站AGC在西南异步联网运行前具备投运条件，3月初溪洛渡左岸、向家坝左岸和向家坝右岸AGC均加入西南联控运行，长周期开展西南、四川、重庆AGC功能闭环运行。

国家电力调度通信中心(以下简称国调)计划于3月14日00:15操作复奉直流停电，按照国调稳控规定要求，复奉停运后向家坝左、右岸电厂出力均不大于1 000 MW，投入切机压板的机组单机出力不低于500 MW(复奉停运前不低于620 MW)。13日23:45向家坝电厂1号机、3号机、6号机并网运行，5号机空载运行(避免机组频繁启停，短时空载运行)。按照发电计划，13日23:59向家坝右岸5号机开机，14日00:00并网运行。

2 负荷偏差事件处置过程

14日00:08向家坝左、右岸AGC收到国网西南分中心(以下简称西南)有功设定值1 126 MW、750 MW，但实际出力均无变化趋势，0:00至0:15，左岸电站应由1 110 MW减至1 000 MW、右岸电站应由750 MW增至1 000 MW。此时西南向家坝AGC子站在MANU模式。如图1所示，0:08时，左岸电站实际出力比计划出力多70 MW、右岸电站实际出力比计划出力少130 MW，全厂实际出力比计划出力少60 MW。

00:11向家坝右岸AGC收到西南设值已逐步跟上计划曲线。如图2所示，右岸电站恢复正常发电计划，左岸电站实际出力维持1 126 MW。

00:15向家坝左岸AGC有功设定值仍为1 126 MW(此时计划值1 000 MW)。00:20向家坝左岸AGC有功实际设定值1 000 MW，恢复正常发电计划，如图3所示。

图1 向家坝电站计划出力与实际出力曲线图(00:08偏差约60 MW)

图2 向家坝电站计划出力与实际出力曲线图(00:13右岸电站逐步跟上计划曲线)

图3 向家坝电站计划出力与实际出力曲线图(00:20恢复正常发电计划)

14日00:25国调告知向家坝左、右岸上网负荷严格按不超过1 000 MW控制，单厂上网负荷超1 000 MW将对向家坝电厂进行拍机处置。将上述国调要求汇报西南后，00:30西南通知00:30-09:00向家坝左、右岸发电计划值各减50 MW。

因西南检查AGC系统，00:38～00:55时间段，向家坝左、右AGC收到西南有功设定值仍为1 000 MW，暂未退出西南AGC闭环控制；00:55按西南下令要求将左、右岸AGC切至厂站控制模式，将出力均设值为990 MW，满足国调稳控要求。

3 负荷偏差原因分析

3.1 西南AGC停止下达左岸有功设定分析

通过监控系统事件分析，23:58向家坝左岸AGC收到西南设定值1 126 MW后，直至0:21向家坝左岸AGC方重新收到西南设定值。由于13日23:58至14日0:21向家坝左岸AGC未接收到西南新的设定值，全厂出力维持1 126 MW并偏离发电计划(发电计划为1 000 MW)，偏离时长约22 min，最大偏离量约120 MW。

厂站AGC设定值判断逻辑：设定值下限≤AGC设定值≤设定值上限；设定值上限=加入AGC联控机组当前水头最大允许出力×联控机组台数+未加入AGC联控机组实际出力之和；设定值下限=加入AGC联控机组最小允许出力之和(加切机组下限为切机低限、未加切机组下限为最小稳定运行值)+未加入AGC联控机组实际出力之和。

左岸1号机、3号机并网且加入AGC联控，1号机加切。此时左岸AGC设定值上限=750 MW+750 MW，左岸AGC设定值下限=1号机下限+3号机下限=625+480=1 105 MW。

而3月14日0:00之后发电计划均为1 000 MW，小于AGC设定值下限1 105 MW，该值将被判断为不合理值，AGC无法执行，故23:58后接收到西南设定值1 126 MW后未再接收新的设定值。0:00之后，西南AGC由于多次无法将设定值下发至向家坝左岸，西南AGC挂起。

0:20国调通知复奉已停运，切机容量可以由620 MW调至500 MW，电厂即将1号机下限由625 MW降至505 MW，此时左岸AGC设定值下限=1号机下限+3号机下限=505+480=985 MW；此时左岸发电计划1 000 MW大于下限985 MW，随即左岸AGC接收到西南新的设定值，左岸实际出力正常跟踪发电计划。表1所示为左岸实际出力情况。

表1 左岸实际出力情况表

3.2 西南AGC停止下达右岸有功设定分析

14日00:08从电厂发现偏差到向西南、国调汇报，00:10:01右岸电站AGC开始收到西南有功下发值，逐步跟上计划。

右岸电站发电计划：13日23:45-24:00为750 MW，14日0:00-0:15由750增至1 000 MW。13日23:45右岸电站AGC收到西南设定值750MW，14日0:00-0:10右岸电站AGC未接收到西南设定值，0:10西南处理后右岸电站AGC恢复正常；综合判断，右岸电站AGC已于13日23:45-24:00之间由于某种原因挂起。

结合监控事件和右岸电站运行方式：右岸电站13日23:45-24:00仅6号机并网并加入AGC联控，电厂于13日23:49:40退出6号机AGC联控、23:49:52手动设定6号机功率750 MW、23:50:29将6号机加入AGC联控。综合该信息推测，全厂1台机组加入AGC联控，退出唯一联控机组，可能造成右岸电站AGC在西南挂起，即西南不再向右岸电站AGC下发设定值。表2为右岸电站实际出力情况。

表2 右岸电站实际出力情况表

3.3 复奉直流停运后，向家坝电站负荷偏差分析

0:10右岸电站恢复至计划出力，0:20左岸电站恢复至计划出力。此时左岸电站、右岸电站仍为西南闭环运行，西南对向家坝左、右岸电站的设定值均为1 000 MW，有时由于死区等原因设定值甚至超过1 000 MW，叠加机组调速器调节性能等因素，使得向家坝左、右岸上网出力有超1 000 MW(复奉停运后国调稳控要求左、右岸出力小于1 000 MW)情况发生。0:28西南采取措施调减左、右岸计划值各50 MW，最终并未生效(判断应为950 MW小于AGC设定下限985 MW，西南AGC未能下发)。多次汇报西南建议退出西南AGC闭环或各调减10 MW优先满足国调的稳控要求，均未获同意。0:55西南下令向家坝左、右岸电站退出西南AGC闭环控制，厂站控制负荷995 MW左右满足稳控限制，见图4。

图4 向家坝左右岸送出有功录波曲线

4 直流系统停电、复电过程中的思考

4.1 直流停运、复电期间AGC操作思考

直流停运前。由于发电计划与直流停运时间无法完全匹配，此时需要值班人员实时调整负荷以满足国调稳控要求和发电计划执行。国调直流停电操作较为繁忙，需向国调询问获知停电时间，根据停电时间，再向其申请更改单机切机容量或申请左、右岸负荷倒换满足稳控要求。为控制调度运行风险，直流停运前应先向上级调度申请退出AGC闭环控制，单站手动控制出力。

直流停运期间。按照国调稳控规定要求，单站出力不大于1 000 MW，因单站调节容量有限，AGC加入西南闭环控制调频意义不大，厂站AGC应维持退出西南闭环状态。同时若两站均按照两台机安排运行时，发电计划还应提前做好安排。

直流复电前后。复电前厂站AGC退出西南闭环控制，复电后待切机容量等调整完毕后，厂站AGC再加入西南闭环控制运行。

4.2 AGC相关优化思考

将西南AGC的相关状态和数据返送电站侧监控系统，能够通过监控系统实时了解西南AGC的运行状态，便于及时发现异常，赢得处置时间。增设实际负荷与计划负荷偏差的语音报警功能，提早发现负荷偏差进行处理。

5 结 语

由于国调稳控规定或其他要求对电站出力的限制，存在发电计划与相应检修停电或停运时间无法完全匹配，造成负荷偏差，对电网危害较大。通过对向家坝电站这次负荷偏差处置事件分析研究，能为进一步优化溪洛渡、向家坝流域梯级电站电力调度提供更好的技术参考，避免出现类似负荷偏差事件，控制调度运行风险，提高电网可靠性和供电稳定性，同时对其他电站类似情况具有借鉴意义。