三峡梯级常规调度模型的优化研究

中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司 四川 成都 610000

0 引言

长江中上游水电加速进入全面投产运行时期,三峡梯级承担了防洪、航运和发电等综合开发任务,电站规模巨大,是长江干流的核心水电站。在确保下游防洪安全和航运要求的前提下,三峡电站175m运行的研究早已开展[1]。2011年三峡电站提前蓄水并首次完成蓄水175m的目标,使得三峡165亿立方米的兴利库容能够得到充分的利用。水电站实际调度运行中,多采用确定性的常规调度方法,而传统的常规调度方法存在一些不足[2],有进一步优化的空间。针对三峡调度图,研究传统常规调度模型,发现运用传统常规调度模型,电站的出力容易产生振荡,一方面影响了电站发电的可靠性,一方面减少了全年总的发电量。

1 三峡长期发电常规调度模型

常规调度是根据水库调度图来实现的,水库调度图是以历史资料为依据,计算和编制的一组综合考虑各种可能来水和枢纽的综合利用任务,以时间为横坐标,以水库蓄水量火水位为纵坐标,由调度线组成的曲线图。调度图的绘制必须考虑水库运用调度的政策法令文件、水库电站主要参数、历史径流资料及综合利用部门用水情况等[3]。

基本调度图包含上基本调度线、下基本调度线和预想出力线,这3条调度线把调度图划分为保证出力区、加大出力区、降低出力区和预想出力区。常规调度的具体方法就是根据水库时段初水位,判断水库所处于调度图的调度区,得到对应出力,求出下泄流量和时段末水位；判断流量和水位是否满足约束条件,如果不满足,则逐步调整出力。

三峡水库运行自身的各个因素都在发生变化,例如装机台数的增加,上游水库的兴建和运行等等。因此,根据实际情况会修订和调整三峡水库调度图。图1所示为近年三峡水库运行的调度图[4]。

图1 三峡水库调度图

针对问题二,研究表明采用迭代差值的方法可以解决这个问题。首先分析水头～预想出力～下泄流量关系曲线①,在H＝80时,下泄流量Q取得最大值；在61＜H＜80时,流量Q随H递增；在80＜H＜113时,流量Q随H递减。其次,分析水库的尾水位随下泄流量变化的规律。考虑实际情况,水电站通常只会在汛期才会按照预想出力发电,在汛期三峡汛限水位为145m,因此H t＝145－Zdt－ΔH,ΔH取2m分析,则可以得到下泄流量与水头的关系曲线

因为曲线②和③水头H取值范围为70.4m至78.9m,相应下泄流量小

2 长期发电常规调度模型的分析与优化

三峡、葛洲坝电站运行多年,具有十分完整的水库信息、水文数据和电站运行数据,为物理关系模型和逻辑关系模型的计算机建模和仿真提供了充分的可行性。以三峡梯级为研究对象,分析常规调度模型的不足与改进。

2.1 传统常规调度模型存在的不足 问题一,预想出力与调度图加大出力区间的出力的变幅过大,导致出力容易产生波动,影响整体发电效益。三峡电站的预想出力与水头有关,不同的水头预想出力不同,预想出力大致的变动范围为12000MW至18660MW,而加大出力区最大确定性出力为8000MW。因此,当水库水位处于8000MW出力区时,电站按8000MW发电,若入库流量略大于下泄流量,水库水位上升至预想出力区；此时,电站按照预想出力发电,若按预想出力的中间值15000MW考虑,则两个时段的出力变幅为7000MW,并且下泄流量与入库流量的差值会很大,导致时段末水位跌落到6000MW出力区或者5500MW出力区,甚至保证出力区。在入库流量变化不大的情况下,第三个时段的电站的出力又会迅速增加,达到8000MW或者预想出力。这样,水电站的出力和水位就会产生振荡,降低了发电的稳定性和水能的利用律。

问题二,预想出力的计算不够准确。预想出力是指机组按照装机容量发电。根据机组效率试验得到不同水头条件下,机组的预想出力大小。因此,想要得到电站的预想出力,就需要知道电站的运行水头。水头、水位、流量之间满足下列关系式,(N a,Q a)＝f0(H t)。其中,N a为电站的预想出力,Q a为预想出力对应的机组流量,f0代表水头～预想出力～流量关系曲线,Ht为t时段的平均发电水头。

水头、坝前水位、坝后水位,及下泄流量之间存在这复杂的非线性关系。一般的处理方法是采用t时段上下游平均运行水位,可以近似求得水头H t,从而得到水位和下泄流量。这种处理会简化计算,但是却牺牲了计算精度。

2.2 常规调度模型的改进 针对问题一,在调度模型中加入约束条件：水位达到预想出力线时尽量维持水位在预想出力线以上,当出力小于8000WM,或者违反流量约束时,降至预想出力线下。

问题一的矛盾是预想出力比8000WM要大很多,导致水位跌落过大,按调度图规划,下一时段出力较小,引起水位的快速上涨,这样造成水位和出力的振荡。为了减小振荡,需要在一定情况下减少预想出力区的出力,而不能完全按照预想出力发电。

于是,本文提出一种改进规则,即增加一项约束条件：水位达到预想出力线时,尽量维持水位在预想出力线以上运行,即当水电站按预想出力发电后,若水位跌落至预想出力线以下,则限定时段末水位为预想出力线,按定水位调度模式计算出力和下泄流量；当出力小于8000WM,或者下泄流量违反流量约束时,水位降至预想出力线以下。

问题二的矛盾是由于出力、下泄流量和尾水位之间复杂的非线性耦合关系,导致计算逻辑的复杂性增加。只要知道N a、Q和H中的一个,其余的都可以得出。于Qmax,可以得出曲线①与曲线②和③的交点一定在曲线①最大值的左边,即曲线①斜率大于0的部分,所以可以采用迭代试算的方法求取满足计算精度的Q。

图2 三峡电站水头计算图示

3 调度结果分析

根据三峡水库来水径流资料,以不同频率来水为入库流量,分别运用传统常规调度模型和改进常规调度模型,对比分析三峡电站的出力和水位变化过程。

一般来水条件下,用50%频率来水计算,计算结果如下图。

图3 传统模型－三峡出力和水位变化曲线（50%频率来水）

图4 改进模型－三峡出力和水位变化曲线（50%频率来水）

此外还分析了20%和80%频率来水情况,计算结果得出传统的调度模型与改进的调度模型的差别主要在于蓄水阶段与水位消落期,整理数据如表1。

表1 传统模型与改进模型调度出力对比（单位：万千瓦）

由上图和表得,改进后的常规调度模型明显出力更加平稳,波动减小,年总发电量更大。且枯水年时,有较大的年发电量的增幅。

表2 传统模型与改进模型调度发电量对比（单位：亿千瓦时）

4 结语

本文研究分析了传统长期发电常规调度模型,以三峡梯级为实例,提出了传统模型存在的不足,其一是在水库蓄水期和消落期,水电站出力容易产生振荡,影响了长期发电效率；其二是在确定预想出力时,水头的计算采用了一定程度的近似方法,从而得出的预想出力不准确。针对问题一,在传统模型的基础上,增加了新的出力约束条件,一定程度上限制了预想出力,使得时段序列出力更加平稳；针对问题二,本文推导论证了准确求解预想出力的可行性,并阐明了采用迭代试算法求解的具体方法。从模型运算的结果看,改进后的调度模型出力振荡情况明显减弱,整体的发电量也得到提高。