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新常态下水电企业生产运行管理工作思考

  摘要:在中国经济进入新常态,供给侧结构性改革不断推进,电力系统改革不断深化的大背景下,本文针对电力体制改革方向及水电企业生产特性,结合水电企业目前普遍存在的问题,探讨未来生产运行管理人员如何创新管理思路,夯实基础,在适应电力体制改革的同时,打造综合能源服务本领。

  作者:华能龙开口水电有限公司王建波

  关键词:新常态 电力系统改革 水电企业 生产运行管理 创新思路

  1 概述

  为加快推进电力市场化改革,根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,2015年10月国家发展改革委批准了《云南电网输配电价改革试点方案》,云南成为国家电力第一批电改综合改革试点省份之一。随着电力改革不断深入,电力交易中心,售电公司等新生事物如雨后春笋一般逐渐成长起来,作为传统的水电生产企业,受到了改革、创新动力的巨大冲击,如何能够快速的适应电力系统结构性改革,在控制成本的同时,创新发展成为一条必然之路。未来的电力企业将不再是单一的电力生产企业,它必然会向综合能源服务型企业发展,这对现在以及未来的电力生产运行管理工作提出了更高的要求。如何创新水电企业电力运行管理工作成为一个亟待解决的问题。

  2 现状

  2014年之前,由于电力系统AGC、AVC控制逻辑不够完善,大部分电网系统依然采用上级调度电话通知电厂运行值班人员开、停机组增减有功负荷,月度下达各电厂母线电压要求的方式进行电网系统频率、电压的调整,电厂生产运行人员把更多的精力放在了运行监盘、运行操作、异常处理及事故处理上。随着电力系统自动化技术不断升级,AGC、AVC控制逻辑完善趋于完善,电网系统推广并使用了AGC、AVC控制方式,在很大程度上减轻了运行人员压力。但同时随着电力系统结构性改革,水电生产企业原有的投资总成本决定电价的模式一去不复返。之前由政府定价,新投水电厂上网电价一般在0.3元/kwh,然而在2016年汛期部分省份水电企业为了减少弃水电量,电价甚至降低至0.05元/kwh,这个差距让人触目惊心。

  在此背景下,水电企业运行管理工作依旧沿用老思路,每日发电计划由技术部门直接上报调度,水情信息由水库部门直接上报调度,运行管理工作只涉及运行操作,调度让发多少电,就发多少电,这已成为运行人员的常识。在电网公司、电力交易中心不断制定、优化规则的同时,作为运行管理部门更应该抛弃老的思想,不断调整与之适应的管理规则,立足现在,着眼未来,打造一支高素质、高效率、高质量生产运行管理团队。

  3思考

  在电力体制改革不断推进,电力交易市场不断完善的背景下,电力企业涉及的日,月度、年度发电计划都将受到更加精细的管理。同时,国家能源局综合司发布了《关于健全完善电力现货市场建设试点工作机制的通知》,明确试点地区原则上应于2019年6月底前开展现货试点模拟试运行,电力现货市场的建立意味着未来电力供应实时运行也将从粗放型向更加精细化运作,对机组可靠行以及运行人员的技能水平提出了更高的要求。因此,从未来电力市场发展趋势来看,水电厂的生产运行管理工作,应从以下几个方面进行思考,并做出相应的应对措施。

  (一)继续做好设备可靠性管理工作

  从大的基本面来说,目前发电依然是水电企业盈利的最主要手段。随着电力市场供过于求局面的出现,电力交易市场化意味着电厂的发电量完全是由营销部门最终完成的电力交易结果决定的。除特殊情况外,生产运行管理部门只需要按要求执行即可,对电量控制的可操作性不强。但是一旦出现非计划停运、事故跳闸等情况,在输电通道不足的局面下,调度部门必然会以设备可靠性不足为由,在问题处理未得到调度部门认可前,削减电厂出力,影响最终送出电量,减少企业利润。因此做好设备可靠性管理工作成为生产运行管理部门必须做好的基本功。

  可靠性管理从本源上来讲是为确定和达到要求的产品可靠性特性所需的各项管理活动的总称。从系统的观点出发,是通过制定和实施相关措施去组织、控制和监督可靠性活动的开展,以实现产品的可靠性。从实际来讲,做好可靠性管理,首先应该做的是评价分析电力设备的运行可靠性,这包括水轮发电机组、变压器、开关站输电设备、线路、辅助控制系统及相应继电保护控制设备。管理工作应该充分发挥运行值班人员、技术监督小组及专业小组等各方面的优势,从运行数据、故障记录及频次、设备重要性及技术监督指标等多方面开展分析工作,排查设备潜在或者存在的隐患,会同检修部门制定处理措施,落实整改时限,最终提高电力设备安全、经济运行水平。

  (二)合理安排运行方式,积极参与有偿辅助服务

  2017年南方电网公司发布了《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(2017版)》,细则鼓励采用市场机制在南方区域五省制提供辅助服务,发挥市场在资源配置中的决定性作用。从辅助服务管理实施细则内容来看,辅助服务包含基本辅助服务和有偿辅助服务。运行管理部门应该合理安排运行方式,在向电力系统提供基本辅助服务的同时,积极参与有偿辅助服务。

  电力系统基本辅助服务包含一次调频、基本调峰及基本无功调节,这些功能一般在机组投产并网试验时已开展相关试验,功能满足要求后才能移交调度。但在日常运行中,生产运行人员仍需予以关注,因为虽然系统对基本辅助服务不进行补偿,但并网运行机组不能提供基本辅助服务时会按照《南方区域发电厂并网运行管理实施细则2017》进行考核。

  电力系统有偿辅助服务包含AGC、有偿调峰、旋转备用、有偿无功调节、黑启动、冷备用及AVC。涉及到水电企业的有AGC、旋转备用、有偿无功调节、黑启动及AVC。其中AGC服务补偿包含调节容量补偿费用和调节电量补偿费用。

  调节容量补偿费用=调节容量服务供应量×R1(元/MWh)。

  其中调节容量服务供应量为每日AGC容量服务供应量的月度累计之和,每日AGC容量服务供应量为每个时段容量服务供应量之和,未投入阶段为0。 以云南电网系统为例(R1=5),假设一水电厂只有一台机组且持续运行一个月(30天),单机额定功率为360MW,其中单机AGC投入下限为210MW,AGC调节容量即为150MW,每月调节容量补偿费用为54万,年度可达648万。

  调节电量补偿费用=AGC实际调节电量×R2(元/MWh)。

  其中AGC实际调节电量为机组根据AGC调度指令要求比计划发电曲线增发、减发电量绝对值之和。因此未来当调度抛弃粗放型负荷调整模式,在电厂以计划发电曲线为原则开展发电工作,自由选择开停机时,应充分利用水电机组特性,优化开机数量,确保更多的机组投入AGC参与系统AGC辅助服务。

  另一方面生产运行管理工作还应关注有偿旋转备用服务,对于水电机组来说,只有当机组实际负荷低于40%额定容量时,才会计算服务费用。费用计算方式为:

  有偿服务费用=额定容量的40%减去机组实际出力的差值在旋转备用时间内积分×R4(元/MWh)

  其中高峰时按照R4的标准补偿,低谷时按照0.5×R4的标准补偿。如果并网发电机组在运行时由于电厂原因无法按照调度需要达到申报的最高可调出力时,当日旋转备用容量不予补偿。以云南电网系统为例(R4=44.35),假设一水电厂单机额定功率为360MW,如果机组空载运行(负荷值10MW),每小时每台机旋转备用有偿服务费用为5942.9元。因此,在汛期不考虑蓄水的情况下,水电企业可根据机组特性情况(比如振动区)考虑开启备用机组并网运行,一方面向系统提供旋转备用服务,另一方面提供无功调节和AVC服务。

  (三)整合资源,加强沟通审核,优化调度方式

  2016年以来,为了解决西南片区窝电的现象进一步恶化,电网公司建设并投产了大量输电工程,以云南省为例,金中直流、永富直流、铜都输变电工程及仁和-铜都双线等工程相继投产,电网并网电源电源电力外送通道送电能力大幅度提升,但是由于西南片区,特别是云南、四川两省以水电机组为主,电源集中,市场用电需求不足,相关断面、通道、片区都设置了运行控制极限要求,大部分地区电源发电能力依然无法满足足额安排上网。为了维护公平、公正、公开的原则,各电网公司均制定了相关对策。以云南省为例,电力通道分配的原则为:在满足电力外送通道运行控制极限的前提下,以发电上网比例相当为原则,安排各水电企业发电,汛期主网全面弃水时,按照市场化交易结果安排发电。

  因此,在电力市场化结果确定的前提下,作为电力生产运行部门应充分考虑如何提高发电上网比例,抢占电力外送通道,如何平衡水库调度与发电量之间的关系,避免或者减少弃水。当前水电厂普遍设置的涉及生产运行工作的部门有生产技术部、运行部、检修部及水库部等,按照一般部门分工,生技部负责检修计划(包括年度年度检修机组、检修级别、检修工期)、日(月)发电计划,运行部负责发电具体执行及相关运行操作,检修部负责检修执行及维护消缺工作,水库部负责水情信息的预测和判断,虽然各个部门工作上有交集,但实际工作沟通不足,各自为政,分别上报调度相关发电、检修及水情信息,往往会导致信息不对称,影响电厂发电量。因此如果是流域集中开发的水电企业,完全可以建立集中运行管理的运行控制中心,整合水库调度运行工作,按照预计来水量,合理安排日、月度发电计划及年度检修计划,通过优化梯级水情调度,在枯水期尽量提高库水位,降低平均耗水率,在汛期,通过合理的联合调度的方式,减少各电厂弃水量。如果是流域内属于不同企业的水电厂,则应该建立电厂内部相关生产运行部门联席机制,共同审核确认日、月度发电计划及年度检修计划,讨论优化最佳方案,优化调度方式,增强电厂竞争力。

  (四)做好人才储备,打牢综合能源服务企业转型基础

  当前,电力市场化竞争激烈,为了获取电量,特别是汛期,各大水电生产企业均不同程度的压低电价获取用户,从短期来说,这种办法不失是一种有效策略,但从长远来看,上网电价低于成本价必然导致企业亏损加剧,降低企业生产欲望。因此如何获取用户,增加客户黏度成了重中之重。

  按照目前电力改革方向,获取客户和电量有以下几个途径:一是抓政策,二是建立耗能企业专供通道,三是参与增配量电网的建设或运营。抓政策,前面已经具体进行了分析。如果要发展后面两种途径,做好人才储备是必要的。因为在电价保持稳定的同时,培养长期客户需要企业更多的站在客户的立场上,制定服务于用户的增值服务。包括通过免费接入用户电量检测装置,做好客户用电习惯、用电需求分析及输配电设备检修、维护和管理工作。电力生产企业运行管理工作侧重于发电,增配量电网的建设或运营管理经验不足,因此水电企业应发挥传统优势,加强技术人员电网规划、建设、运行等关键技术学习,充分做好人才储备,为企业未来向综合能源服务商转型打好基础。

  4结语

  总体来说,目前国家经济进入新常态,经济发展方式正从规模速度型粗放增长转向质量效率型集约增长,经济发展动力正从传统增长点转向新的增长点。在国家推进供给侧结构性改革、树立“绿水青山就是金山银山”的强烈意识下,水电企业更应该坚定信心,勇于改革创新,突破现有的生产运行管理思路,充分发挥基层群众的创新思路,做到基层有探索、企业有引领,紧跟国家改革发展思路和脚步,未雨绸缪,打造一支专业知识强,综合素质高、服务意识强的生产运行管理队伍。

  文献参考

  [1]《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》2017版

  [2]王鉴《深度营销—解决方案式销售行动指南》机械工业出版社2017。

  [2]《习近平谈治国理政》第二卷 外文出版社

  作者简介:王建波(1984-)本科,工程师,主要从事水电厂生产运行管理工作,云南大学工商管理与旅游管理学院工商管理专业在读。

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