新丰江水电站经济运行分析

何锐锋

（粤电新丰江发电有限责任公司，广东 河源 517021）

新丰江水电站是由我国自行设计、自行施工、自行安装的大型水电站。1958年7月15日正式动工，1959年10月20日下闸蓄水，1960年6月15日第一台机组开始试运行，同年10月25日并网，接着2号机组（1961-10-04），3号机组（1966-05-03），4号机组（1977-12-29，当时限制出力7.25万kW）相继并网发电。新丰江水电站对应于1960年技设97%设计保证率的保证出力为11.90万kW，多年平均发电量11.72亿kW·h，1983年复核，设计保证率为95%，相应保证出力为9.00万kW，多年平均发电量为9.00亿kW·h，1991年能量指标复核，相应于设计保证率95%的保证出力为9.20万kW，多年平均发电量为9.02亿kW·h，2000年能量指标复核，相应于设计保证率90%的保证出力为9.23万kW，多年平均发电量为8.60亿kW·h，实际多年平均发电量为8.26亿kW·h。随着经济的快速发展，电力生产的供需矛盾也日见突出，在国家加大新的能源、电网投资、建设的同时，如何充分发挥电站的潜能，提高其水能利用率，已引起我们企业的广泛关注。近年来，由于新丰江水电厂在省内的装机容量当中所占的比例逐年下降，新丰江水电厂在广东电网中的作用已经由担任基荷转到担任调峰来，因此在水耗方面出现一些新情况，通过现状分析，寻求解决厂内经济运行的优化方法，实现经济运行。

1 新丰江电厂机组现状运行分析

1.1 机组启停成本

影响机组启停成本的因素比较复杂，可概括为三个主要方面：启停过程中水量损失，机组维护成本增加值和设备服务年限降低引起的损失。机组启停过程中不发电但存在耗水，并且维护成本会随启停次数增加，这两部分损失可通过试验或运行经验获得。据有关研究表明，一般而言每台机组停一次约降低运行寿命10～15 h，而每年启动150次以上的机组运行寿命甚至降低20%，可将每启停一次机组维护成本增加值和设备服务年限降低的成本采用下列公式可折算为水量Ci

式中QW为启停耗水量，M为机组启停导致的维护费用和设备寿命损失成本，η为机组设计效率，H为设计水头，P为电站平均上网电价。新丰江电厂机组为保证电网安全和电网的电源质量进行调峰调频，开停频繁，机组出力变化幅度大，一天时间内，全厂最高出力达到了29万kW，最低只有2万kW，每台机组开停机达到两次以上。

1.2 机组可用性

电站实际生产中存在部分机组不能投入使用的情况，如机组承担备用及检修等，因此厂内经济运行中应该考虑机组的可用性，对于不可用机组，直接令其出力为零，也可用惩罚函数的思想，对其流量—出力关系进行修正，即

式中β为机组的可用性系数：机组可用时β为零，不可用时β为1，B为惩罚量。

1.3 固定开机台数合理负荷分配优化经济运行

实行水电厂内机组经济运行，减少机组在电力系统中旋转备用的运行时间和机组空载运行率，在保证出力的情况下，避开机组振动区，提高单机负荷。如新丰江水电厂每台机组的振动区一般为3万～6万kW，可通过减少发电机组发电，提高单机负荷率从而使新丰江水电厂的机组处于最优工况运行，开展机组间负荷的最优分配。当电网中某个电厂中机组出现故障时，具有AGC控制功能中调监测监控系统可使水电厂中的其他机组自动、实时地顶上去，减少了机组带病作业的几率。由于新丰江水电厂是广东电网主要的调峰调频电厂之一，如果通过省调度中心，调度计算机监测监控系统中的EMS和AGC控制流程可自动优化分配机组出力任务。这样无论是对延长机组的寿命，还是对降低发电耗水率和生产运行成本，都具有十分重要的作用。

由于新丰江水电厂发电控制采用AGC系统，开机调度权在省中调，所以只研究固定开机台数的优化分析，为了便于研究，故选各台发电机组运行时间一样的2007年3月6日的运行情况进行分析：

实际运行情况：水头64.32 m，实际耗水率9.01 m3/s·kW·h，总最大负荷10.4万kW，平均负荷8.18万kW，见表1。

表1 实际运行情况表

由上面可知道，1号、3号机组可调出力和可以满足实际最大负荷的需要。

根据最优化调度原理，各台机组耗水率相等时为最优，求得耗水率为9.0 m3/s·kW·h，可见在开机台数一定的情况下，多机组低负荷运行的最优分配负荷引起的节水效应不明显。提高负荷，固定1号、3号机组担任共8.18万kW时，水头不变，总可调最大出力15.06万kW，能满足实际最大负荷10.4万kw的情况下，最优负荷分配比最差负荷分配的耗水率少7.47-6.88=0.59 m3/s·kW·h，有一定的降低耗水率的作用，见表2。

表2 固定机组最优和最差负荷分配表

以上数据根据公式：Q=P/(9.81η引η水η电H)计算所得。其中Q：发电流量,m3/s；P：出力,kW；η引：引水系统效率系数,%；η水：水轮机效率系数,%；η电：发电机效率系数,%；H：水头，m。

1.4 机组负荷提高优化经济运行

上游水位有所提高，下游水位与发电量也接近的情况下，水耗却反而增加，见表3：

表3 2004年与1991年第一季度平均水位、发电量、发电用水对比表

主要原因分析：2004年3月相对1991年3月，平均负荷下降了一半；平均负荷不高，最高的3号机组才2.449 6万kW，比1991年3月最少负荷的3号机组3.542 4万kW还少1.046 4万kW。而2004年3月实际负荷极不均匀，2号机组最少负荷才带0.17万kW(2号机组预想出力为5.8万kW)。

负荷敏感性分析：假设水头一定，由平均负荷变化分析其敏感性，详见表4，表5。

表4 原负荷的耗水率情况

假设负荷提高一倍后，其耗水率将减少8.63－6.95=1.68 m3/s·kW·h

由上面计算可知道，机组负荷提高一倍后，耗水率降低1.68 m3/s·kW·h，对水电厂内经济运行影响是非常明显的。

1.5 提高发电水头优化经济运行

提高发电水头可以降低发电耗水率，所以汛末蓄高水位对于全年的高水头运行特别重要。由于以下三方面的原因，新丰江水库1985年起没有蓄至正常蓄水位。

图1 水库上游水位与耗水率关系图

(1)由于新丰江电厂防洪限制水位进行分期控制的影响，水库水位从1985年实行分期防洪限制水位以来没有达到过正常蓄水位。分期防洪限制水位是从最不利的情况下考虑的，而实际上极少发生这样的洪水。新丰江电厂防洪限制水位采用三期控制：4～6月份为113～114 m；7～8月份为114～115 m；9～10月份为115～116 m；10月15日～次年4月15日为116 m。新丰江电厂4～6月份为主汛期，主要是锋面型洪水，全年最大洪水67%发生在这个期间；7～10月份为后汛期，主要是台风型洪水，全年最大洪水17%发生在7月份，16%发生在8～9月份。115到116 m的库容差为3.8亿m3，要蓄到正常蓄水位就必须在9～10月份增加3.8亿m3。而建库后9月份的多年出库水量为4.8亿m3，所以，要蓄水到正常蓄水位必须当年是连续丰水年或平水偏丰年且9月份的来水量必须达到8.6亿m3左右且前期库水位比较高。而建库45年只有2年满足这个条件，分别是1961年、1984年。由于条件极难满足，以至水库长期不能蓄到正常蓄水位，水库长期处于低水头运行，造成水电厂耗水率偏高。

(2)调度中心对发电计划的执行力度对水位控制起决定性的作用。图2为2007年1～8月份的发电计划与实际发电量对比图，从图中可以看出，1～8月份是没有一个按计划发电的。

由于新丰江电厂担任调锋调频，调度中心往往不能很好的执行新丰江电厂上报的月发电计划，造成月发电计划和月实际发电量相差很大，如关系到水库蓄水的5月份，电厂上报计划为8 000万kW·h，实际发电量为13 243万kW·h，超计划的65.5%。发电计划和实际发电量这样大的差别使得新丰江水电厂是无法控制库水位的，也无法蓄水至正常蓄水位。

图2 2007年1～8月发电计划与实际电量对比图

(3)丰水年的汛末没有注意蓄水，造成库水位没有蓄至正常蓄水位就开始下降了；另一方面，在遭遇丰水年时，供水期发电量过大，造成水位过快下降，影响了水库下一年的水库调度。

2 指导性意见

(1)通过理论计算结果表明，新丰江水电厂近年发电耗水率大大上升的主要原因为保证电网安全稳定运行，担任了电网的调峰调频作用，机组启停频繁，多机组低负荷运行，不利于实行厂内经济运行。以后2号机组或其他机组增容改造时，应根据1号水轮机增容改造成功的经验上（设备能量指标、稳定性、抗空蚀性能良好，但在低出力段效率偏低），选择转轮时，力求建议厂家组织技术开发人员进行设计计算，寻求克服724转轮在低出力段效率偏低缺点的措施。

(2)近年来，由于新丰江水电厂在省内的装机容量当中所占的比例逐年下降，新丰江水电厂在广东电网中作用已经由担任基荷转到担任调峰来。所以重要的是省电力调度中心要在满足安全的前提下，提高电网负荷的预测精度，从而提高机组负荷，以降低耗水率；其次，由于AGC的关系，省电力调度中心直接对机组进行控制。所以必须进行研究，使AGC程序应用计算机快速进行给定负荷优化计算，选择工作机组台数和机组号，自动进行机组间最优负荷分配，并且避开汽蚀、振动区运行，以实现厂内经济运行。

(3)新丰江水库多年来不能很好利用调节库容，水库水位大部分时间偏低运行。电厂要开展发电计划的优化调度，有必要请有关科研单位对水库水位动态控制分析，在丰水年时汛期末要根据当年来水调整月发电计划，努力提高水位，汛期末要注意抬高水位，以保证枯水期的高水位运行，通过与省调度中心密切沟通，建议省电力调度中心按照本电厂月计划进行发电。