上犹江水电厂区域水电站水库群优化调度探讨

蔡泽洪，陈卫东

（中电投江西电力有限公司上犹江水电厂，江西赣州，341200）

0 引言

江西上犹江水电厂是在“一五”期间建成的发电企业，现隶属于中电投江西电力股份有限公司。随着企业发展，该厂在原有上犹江水电站基础上，近年来又收购了瑞金留金坝水电站，在贡水于都境内兴建了跃洲和峡山两座水电站，目前拥有四座中、小型水电站，总装机16.4万kW。四座水电站分别位于赣江的章水和贡水流域支流上，形成了由上犹江水电厂管控的一个区域性混合水电站水库群。

目前四座水电站在发电运行和水库调度工作上基本是独立控制和管理的，针对此现状，该厂将建设集控管理中心，对四座水电站进行远程集中运行控制和管理，以充分利用现有的资源和设施，并进一步采用现代的水库优化调度技术和计算机、网络通信等先进技术，实现对四座水电站水库群在水力、电力方面的优化调度，提高区域性水电站群的整体安全和经济效益。

1 概述

章水和贡水为赣江两大支流，处于赣江水系上游，流域内山地纵横，支流众多，主要有湘水、濂江、梅江、平江、桃江、上犹江等，分别汇入章水和贡水，章、贡两水在赣州市章贡区八境台汇合后始称赣江。

上犹江水电站位于章水的支流上犹江上，流域集水面积2 750 km2，占上犹江流域的60.2%，坝址多年平均流量82 m3/s。水库总库容8.222亿m3，防洪库容1.01亿m3，兴利库容4.71亿m3，库容系数19%，为不完全年调节水库。电站总装机容量为72 MW，多年平均发电量2.33亿kW·h，保证出力1.79万kW。留金坝水电站位于贡水一级支流梅江上，2006年建成投入运行，流域集水面积5 790 km2，坝址多年流量178 m3/s，属于日调节水库，装机容量为20 MW。跃洲电站和峡山电站先后于2012年和2013年建成投入运行，这两座电站相距约22 km，坝址以上集水面积分别为14978km2和16 013km2，多年平均流量分别为406 m3/s和434 m3/s，均为径流式电站，两个电站的装机容量均为3×12 MW。

上述四座水电站，上犹江水电站所处河流与其他三座无直接水力联系。留金坝水电站在贡水上游的支流梅江上，跃洲和峡山在贡水的干流上，相距较近，这三座电站存在一定水力联系。四座电站集中管控，电力调度上关系密切，因此在进行区域水电站远程控制系统建设时，需要将它们作为统一的整体进行考虑，进行区域性的电站经济优化调度，充分利用水资源，减少弃水损失电量，提高各电站的发电效益。这要求采取区域水电站水库群优化调度和发电集中管控的模式，协调各电站水库来水和用水在时间和空间分配上的不一致，对流域水电站水库群科学合理地进行联合多目标调度决策。

2 实现集中控制的区域水电站水库群优化调度的必要性

2.1 企业发展的需要

上犹江水电厂从原来管理一个20世纪50年代建设的电站，到目前管理“一厂四站”的新格局，管理对象和规模发生了较大变化，从企业长远发展考虑，探索一种更适合区域水电站水库群实际情况的管理模式，对这些水电站实行统一的调度和管理，实现管理和调度的现代化，是企业当前迫切需要解决的一个新问题。

构建区域水电站水库群优化调度模式和高效管理模式，可实现对区域内各水电站的集中优化调度控制和统一生产管理，同时还能够精减人员，减少管理系统重复建设和相关的设备、装置和物资材料重复储备等情况，可有效地节约企业人力、物力，降低生产成本，促进企业的进一步发展。

2.2 实现企业发电效益最大化的需要

实现区域水电站集中优化调度，可使区域各水库在水量利用、水力和电力调度运用上发挥一定的补偿调节作用，使有限的水资源得到充分的利用。在几乎不增加任何额外投资的条件下，便可获得显著的经济效益。通过区域水库优化调度，还可以更好地解决各用水部门之间的矛盾，提高水库的管理水平。

2.3 企业安全生产的需要

发电企业必须坚持安全第一的思想，通过区域水电站集中优化调度，可以集中监控各水电站水库的水情、工情，实现各种信息的共享。在此基础上有针对性地制订相应的控制运用措施和调度方案，确保区域各水电站水库的安全运行。

3 区域水电站水库群集中优化调度的目标和措施

区域水电站水库群优化调度的目标是满足各区域各电站的安全、优化运行及水库综合利用，最大限度减少弃水，提高水能利用率，通过加强梯级水库联合优化调度，从而获得区域水电站整体最多发电量和最大社会经济效益。

目前该厂区域各水电站根据库区实际情况和水库运行调度的实际需求，分别建设了水情自动测报系统。系统采用了先进的计算机、网络、数据库、光纤通信等技术，开发了水库调度自动化系统，能够实时监测水库的运行情况，并能够根据实时监测数据开展洪水预报调度和发电运行调度各项工作，为下一步将要进行的区域集控中心的建设打下了良好基础。

3.1 区域水电站水库优化调度模式分析

赣江的章水和贡水流域地理位置和特性都基本相同，流域内的径流主要分为两个时期，一般每年的4～9月为丰水期，10月至次年2月为枯水期。其中4～6月主要为锋面降雨，往往形成峰高量大的洪水，7～9月洪水一般由台风雨形成，洪水过程较尖瘦，这个阶段主要为水库蓄水期；雨季结束至次年雨季开始期间为水库供水期。因此，对区域各水库在运行调度策略上，要把握汛期来水的分期和雨季开始、雨水集中期、雨季结束三个特征时段，开展优化调度。

3.1.1 区域水电站水库防洪调度

上犹江水库为不完全年调节，设计是以发电为主，兼有防洪等综合效益的水利枢纽工程；跃洲、峡山及留金坝梯级电站均为河床径流式，水库调节能力差。因此在区域水电站水库群防洪调度方面，上犹江水库需要预留一定的防洪库容，根据洪水分期开展预报调度，防洪调度主要在确保大坝和水库安全的前提下，承担上犹江河段一定标准内洪水的防洪任务，削减上犹江下游和章江洪峰。跃洲、峡山及留金坝在防洪任务上主要以确保大坝和水库本身的安全为主，同时在洪水过程中尽可能降低上游水位，减少库区淹没损失。具体控制原则如下：

（1）上犹江水库调洪过程中，根据洪水预报，先考虑按下游主要防洪区防洪标准（重现期10～20年）确定泄洪规则，超过下游防洪标准后，则按大坝安全的防洪标准进行调度。

（2）留金坝电站位于贡水流域的支流，距于都两个电站较远，其洪水调度对贡水于都的跃洲、峡山电站影响不太大。因此，留金坝电站的洪水调度主要考虑单库防洪运用，以保证大坝安全为主，兼顾上游的淹没损失。

（3）峡山电站位于跃洲电站下游，两者之间距离不远，水力联系密切，但防洪库容有限。各电站没有下游防洪任务，主要是保证大坝和水电站建筑物防洪安全。峡山电站的防洪标准较跃洲电站高，为确保梯级电站的防洪安全，可进行联合洪水调度，调度过程中兼顾上游的淹没损失。

（4）各电站水库调节方式主要为：来水量小于额定的发电流量时，在洪水入库前，电站机组应加大负荷运行，腾空库容，尽量降低水库水位；来水量小于坝闸泄洪能力时，电站根据来水预报和实时测算成果，逐步开启闸门，使库水位保持在正常高水位；当来水量大于泄洪能力时，闸门全开自由泄流；一次洪水主峰过后，水库水位回落到正常高水位时，按来水量下泄，水库维持正常蓄水位运行。

3.1.2 区域水电站水库发电调度

在发电调度方面，可以根据电力调度部门对电厂区域下达的总体发电负荷，根据区域各电站水库当前面临和后期预报来水情况、实时库水位和机组运行检修等情况，合理安排区域内各电站的发电负荷。由于区域内除上犹江水库有一定的调节能力外，其他电站水库均无调节库容，而且贡水流域的三座电站上游目前也尚无具有较大调节能力的龙头水库，因此，区域水电站发电调度时，应先保证贡水三座电站的负荷，在来水大时均在基荷位置运行，然后再安排上犹江电站的负荷，也就是说把上犹江电站作为区域负荷的综合调节水库。

贡水的留金坝、跃洲和峡山三座电站在任何时刻的出力主要取决于河道当时的天然流量，各时段的出力彼此无关，基本上按来水流量发电。当来水流量大于电站水轮机的过水能力时，水电站满出力运行，多余的水量不通过机组发电，直接经泄水道泄向下游；当来水较少时，全部来水通过机组发电，但有部分装机容量因缺水而未被利用。另外，由于上犹江水库调节库容和装机容量均较大，在两个流域同时出现较大来水时，各径流式电站将因泄洪造成水头小不能发电，因此在这个阶段，需要及时调整各电站的出力，尽可能保证上犹江电站满负荷运行，以减少弃水损失，同时可重复利用水库库容，增加发电效益，而使区域整体发电量最大化。各电站的优化调度应综合考虑当时水电系统的运行状态（水库水位、流量等）和电网的实际状况，制定本水库切实可行的运行方案，灵活运用与实施。具体运用原则如下：

（1）在确保大坝工程以及机组设备安全的前提下，充分利用水资源，使整个区域水电站系统运行最经济，主要使整个系统发电的耗水量最小，或者发电量最大。

（2）在保证供电可靠的前提下，尽量使各机组在高效率区运行，避开气蚀和振动比较严重的工况区。

（3）各电站在汛期基荷运行、平水和枯水期可参与区域水电站联合调峰、调频。枯水期发电运行应根据各电站各种机组动力特性、水库面临来水、水库水位及负荷计划，合理安排各电站及各机组的启动次序和分配负荷。

（4）洪水过程中可利用预报时间和洪水产生至库区的时间之和，加大机组出力，尽量降低水库水位。洪水上涨接近汛限水位时逐步加大泄水流量，最大洪水流量过程结束时，调整水库下泄流量使水库水位逐步提高。整个洪水流量过程结束时，水库水位控制在最高汛限水位。

（5）平水期或枯水期丰水段，当日平均入库流量大于各电站单机设计额定流量、小于各电站所有机组设计额定流量的总量（总的引用流量）时，可实行各电站间动态补偿调节。

（6）对贡水三座径流式电站，应尽可能将水位控制在正常水位，保证发电机在高水头高效率区运行；当水库来水小于电站所有机组额定流量时，尽量蓄高水库水位，保持高水头，并根据三座电站总负荷的分配安排各台机组负荷，使尾水位维持在较低位，机组效率区保持在70%～94%为宜。

（7）各电站在保证发电运用的同时，应根据水库上下游用水部门的要求，做好灌溉、供水和航运等调度。

3.1.3 区域水电站厂内经济运行

根据各电站面临时间段的水头、入库流量和负荷安排，按照等微增率原则确定机组运行台数及各台机组的负荷分配，实现机组协联运行于稳定区域，保证机组长期高效、稳定运行。具体步骤：

（1）根据水电站来水情况、日负荷计划或即将面临的负荷预测，事先进行机组启、停最优化计算；

（2）确定工作机组组合的合理性，使机组的启、停按最优化准则进行，在实际运行中进行厂内负荷的实时自动给定；

（3）在给定的全厂负荷下，进行工作机组台数和机组组合的最优化计算，并按最优化准则选择工作机组的台数和机组号，实现工作机组间负荷的最优分配。

3.2 区域水电站水库群发电实时优化调度基本准则

区域水电站群优化调度控制不是简单意义上的负荷优化分配，而是要求把区域电站作为一个整体来制定优化发电方案，并进行电站间及站内负荷优化分配、区域各电站水位动态控制等一系列的优化调度。多样的决策和控制目标决定了区域水电站群优化调度控制存在多个优化准则。在不同的调度任务中，可由调度人员决定采用相应的优化准则，编制具体的调度方案。

上犹江电厂区域水电站群发电调度的优化准则可采用最大发电量准则、最大蓄能量准则及最低库水位越限程度准则。在系统的研制过程中，需要对不同优化准则的适用情况、调度模型及优化算法做详细的分析和研究，以选择可行合理的优化调度控制运用方案和模型。

3.2.1 约束条件

由多个水电站水库以串联方式组合而成的，根据实际运行的要求，选择梯级水电站水库在整个调度期内总发电量最大作为优化调度的目标函数，其表达式为

式中：Pij为第i个水电站第t个时段的出力;τi为第t个时段的时段长；T为调度期时段数；n为梯级水电站的个数。

约束条件：

式中：为第m个水库的最低蓄水位；为第m个水库发电允许的最高蓄水位，在汛期一般对应汛限水位，在非汛期一般对应正常蓄水位。

（2）出力约束：≤Pm,t≤∀t

式中：为第m个水电站的出力下限；为第m个水电站的出力上限。

（3）泄量约束：≤qm,t≤∀t

式中：为第m个水库的放水量下限；为第m个水库的放水量上限。

（4）水量平衡：Vm,t+1=Vm,t+(Q入m,t-Q出m,t)Δt∀t

式中：Vm,t+1、Vm,t分别为第m个水库t＋1时段、t时段的水库蓄水量;Q入m,t、Q出m,t分别为第m个水库t时段的入库流量、出库流量；Δt为时段长。

3.2.2 优化算法

目前，水电站优化调度控制中常用的优化算法主要有等微增率法、基因遗传算法、动态规划算法、逐步优化算法。就这些优化算法在国内外许多单个水电站短、中、长期优化调度以及梯级水电站群短、中、长期优化调度中的应用开展了大量的研究和仿真计算，取得了很好的成果。

上犹江水电厂区域水电站群优化调度控制系统可使用各类改进动态规划算法来进行区域水电站群优化调度最优化计算。为确保优化计算快速准确，在区域集控系统建设中，要求研发各类改进动态规划算法的软件系统平台，建立优化调度的模型，在实时运行过程中根据面临和预报的雨水情、工情和电网运行等情况，进行优化调度计算，并制订切实可行的区域水电站群的优化调度方案。

4 结语

上犹江水电厂区域现有的四座水电站在运行方式上基本是“各自为战”，调度模式相对落后，缺乏统一的梯级或区域性枢纽调度机构，使整个区域的电站和流域上、下游有水力联系的电站之间出现调度运行不匹配的现象，造成了水能资源浪费，没有发挥集中联调效益。开展适用于区域水电站群联合优化调度的研究探讨，提高流域梯级水电系统控制运行水平，科学高效利用流域水能资源，对于满足电力企业的市场化发展需要、贯彻国家“节能减排”政策、承担更多社会责任、构建生态友好型社会等，都具有重要的理论和现实意义。

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