近年来，东北电网新能源装机规模持续扩大，电源结构加速转型。当前，东北地区风光新能源装机占比达52%，新能源发电量占比已由2025年年底的31%提高至34%。
随着新能源占比不断提高，电网对灵活调节能力提出了更高要求。水电凭借启停灵活、响应迅速等优势，在促进新能源消纳、保障电网安全稳定运行方面发挥着重要作用。
10月9日，首届东北新型电网学术交流研讨会在吉林省吉林市东北电力大学召开。在“发挥水电灵活调节功能，强化东北新型电网支撑”专题分会场上，电网头条记者围绕如何拓展水电机组安全稳定运行区间、提升灵活调节能力，以及如何通过智能水电厂建设增强水电协同调节能力等问题，分别采访了国网工研院水电技术研究所水机电专业总师孟龙、南瑞水电公司水电控制与信息化部副经理尤万方。
拓展机组安全运行区间
提升水电灵活调节能力
电网头条：随着新能源大规模接入，东北电网对水电机组灵活调节能力提出了哪些新的要求？水电机组在宽负荷范围运行方面面临哪些突出挑战？
孟龙：新能源大规模接入后，电力系统需要常规水电和抽水蓄能在复杂运行条件下，持续、准确地提供调节和支撑。结合东北地区新能源发电出力受天气影响明显、资源与负荷分布存在空间差异等特点，电网对水电机组灵活调节的要求体现在三个方面。
首先是运行范围要更宽。在新能源大发、用电负荷较低的时段，留给常规电源的有功发电空间收窄，但电网仍然需要频率、电压和同步惯量支撑。这就要求水电机组能够在较低出力下安全运行，或者通过调相等方式保持必要的在线支撑。
其次是功率变化要跟得上、跟得准。新能源发电出力与负荷变化叠加，可能形成较大的净负荷爬坡需求。机组不仅要及时到达目标出力，还要能够在较长时段内连续、平稳地跟踪功率轨迹，并在频繁升降负荷和工况转换中保持安全可靠。
第三是支撑要持续，前后任务要衔接。常规水电需要统筹来水、水库调节能力和后续用水任务；抽水蓄能电站需要协调抽水、发电和调相运行，既要安排吸收富余电量的空间，又要保障后续发电所需的能量。面对连续大风、极热无风等天气，还需通过多机接续和跨时段协调，保障持续供能。
突出挑战在于，随着运行范围扩大、调节速度加快和调用频次增加，机组将更频繁地偏离设计工况，并经历更复杂的过渡过程水电机组偏离设计工况后，流动分离、涡带、压力脉动和空化等现象可能增强，进而引起机组振动与关键部件疲劳损伤；快速调节又受到水流惯性引起的响应滞后、水击压力控制稳定性等约束。因此，需要统筹解决“能否稳定运行、能否安全调节、能否持续支撑”的问题。
电网头条：要进一步拓展水电机组安全稳定运行区间、提升调峰调频能力，目前在机组宽范围分析和运行技术方面有哪些关键突破？
孟龙：结合近年来水机行业的研究与工程实践，水电机组宽范围运行技术的进展主要体现在机理分析、机组设计和运行控制三个方面。
在机理分析方面，全三维高精度多相瞬态流动仿真及粒子图像测速（PIV）等测试技术深入应用，使我们能够更加清楚地识别不同工况下的失稳原因，为针对性优化提供依据；转轮湿模态计算、振动传递路径及共振响应分析，则为识别共振风险、开展结构避振设计提供了重要支撑。
在机组设计方面，更加注重多水头、多负荷工况下的多特征点综合性能。从叶片形状、长短叶片配置及流道结构优化入手，改善偏工况流态，并与转轮刚度、腔体间隙等结构设计相配合，从而拓展经验证的安全稳定运行区间。
在运行控制方面，借助输水系统与机组耦合的过渡过程计算，分析升降负荷、启停和工况转换中的压力、转速及功率变化，进而优化导叶动作规律和控制时序，在安全约束下改善调节速度与品质。
此外，变速运行、水力短路、长时调相及多机协同，也为拓展电站调节方式提供了新的手段。常规水电蓄能化和多类型储能耦合，则进一步扩大电站配置选择范围。这些技术各有适用条件，需要结合具体工程验证其增益能力。
电网头条：从实际运行来看，如何在充分挖掘水电机组灵活调节潜力的同时，兼顾机组安全、效率和设备寿命，更好地支撑新型电力系统建设？
孟龙：关键是在安全边界内，统筹调节性能、运行效率与寿命消耗，把单机技术优势转化为电站能够持续提供的支撑。
首先，要根据实际状态确定可用能力。同一台机组在不同水头、负荷、温度和设备健康状态下，安全运行范围并不完全相同。需要结合试验、仿真和运行监测，明确当前能够调节多少、以什么速度调节、能够持续多久，并将这些约束落实到控制和调度中。
其次，要把效率和损伤代价纳入运行优化。宽范围运行并不意味着所有工况都适合长期停留。对于设备损伤风险较高的工况，应根据验证结果限制停留时间或调节方式。在具备条件的电站，可以通过电池、飞轮等快速资源分担部分短时功率变化，减少水电机组不必要的机械载荷波动，降低机械损耗。
再次，要发挥电站整体协同作用。通过多机合理分工、工况接续，以及有功、无功和备用任务统筹，减少单机持续承担高强度调节的压力。同时，要结合来水、库容和能量储备，保留后续任务所需的能力。
最后，技术改造效果应落实到并网点性能验证上。不仅要确保设备运行更加安全，还要验证并网点功率响应、频率与电压支撑等性能是否得到改善，进一步明确动态能力边界、适用条件，以及持续支撑时长。
我们的目标是让水电在电网需要的时段，以合适的方式，持续提供可靠、高品质的支撑。
推进智能水电厂建设
增强水电协同调节能力
电网头条：新型电力系统背景下，水电厂承担的功能和运行方式正在发生哪些变化？这对智能水电厂建设提出了哪些新的要求？
尤万方：随着风电、光伏等新能源占比不断提高，电力供需平衡和系统安全运行面临更大挑战。水电站具有调节速度快、启停灵活、储能能力强等特点，功能正由传统的“按计划发电”转向兼顾发电、调峰、调频、备用、调压和新能源消纳。部分水电站还需与风电、光伏、储能协同运行，成为支撑新型电力系统的重要调节资源。
与此同时，水电站由固定计划、稳定工况运行，转向根据电网需求、新能源发电出力、水情变化和市场信号，开展频繁启停、快速爬坡和实时调节，运行决策更加复杂。这对智能水电厂建设提出了更高要求。
首先，应构建面向全场景的感知与数据基础。围绕水库、水工建筑物、机组、闸门、输变电设备及生态环境等对象，完善实时数据采集体系，打通生产控制、设备管理、水情测报和调度交易等系统，为水电厂状态监测、分析决策和协同控制提供可靠支撑。
其次，应建设具有实时映射和动态推演能力的数字孪生水电站。融合三维模型、运行机理模型和智能算法，构建与实体电站相对应的数字镜像，实现运行过程可视化、关键状态可预测、调度方案可推演、异常影响可评估，为优化运行、设备检修和应急处置提供支撑。
再次，应提升面向电网需求的自主优化与协同控制能力。综合水情、电网负荷、新能源发电出力、设备状态和市场信息，优化机组组合、出力分配、启停安排及备用配置，提高水电站灵活调节和新能源消纳能力。
同时，应强化安全保障和风险闭环管控。针对设备老化、频繁调节、极端天气、网络攻击等问题和风险，建立覆盖监测、预警、处置的安全体系，同时，推动设备维护由定期检修向状态检修、预测性维护转变。
最后，应形成人机协同的智能运行模式。利用人工智能技术开展异常识别、故障诊断、趋势预测和方案推荐，同时在重大调度及安全决策中保留必要的人工审核与干预，逐步实现少人值守、远程集控和智能决策。
电网头条：人工智能、数字孪生等新技术可以在哪些环节提升水电厂的智能运行水平，从而使水电更好发挥灵活调节作用？
尤万方：人工智能、数字孪生、大数据、物联网等新技术，可贯穿水电厂“感知—分析—决策—控制—评价”全过程，提升水电站灵活调节和安全运行水平。
一是提升水情与新能源预测能力。利用人工智能技术，根据气象、雨情、水情、历史运行和风光出力数据，开展来水、负荷及新能源功率预测，为水库调度、机组组合和发电出力安排提供依据，提高水电站对电网负荷变化和新能源波动的适应能力。
二是提升源网荷储协同调度能力。依托数字孪生水电站，模拟不同水情、电网工况和市场场景，优化机组启停、负荷分配、调峰调频及备用安排，实现水电与风光储的协调运行，增强快速响应和灵活调节能力。
三是提升设备状态感知与健康评价能力。通过智能传感器和在线监测系统，实时采集机组振动、摆度、温度、压力等数据，利用人工智能技术识别异常、评价设备健康状态、预测故障发展趋势，提升设备预测性维护水平。
四是提升安全风险预警与应急处置能力。针对大坝、水工建筑物、机电设备、网络系统等对象，开展风险识别与分级预警；利用数字孪生模拟设备故障、洪水、电网扰动等场景，辅助制订应急处置方案。
五是提升运行决策和全生命周期管理水平。融合实时数据、历史数据、模型数据和检修数据，实现设备、系统、工况及空间关系的统一管理，形成可知、可判、可控、可优的智能运行体系，提高水电站调峰调频、新能源消纳能力，保障电站长期安全、可靠、经济运行。
上一篇：无
