梯级电站蓄能控制图研究与应用

2020-10-12王静

人民黄河 2020年2期

关键词：乌江

王静

摘要：蓄能控制是水电站运行调度的重要手段之一，保持水电站在合理蓄能范围运行，可以减少天然来水、负荷需求等不确定因素对调度的影响，降低调度风险。针对梯级电站调度合理蓄能范围确定问题，以乌江流域为例，考虑径流特性、电站特性、电网调度需求、电站发电运行规则等实际调度关键因素，提出蓄能控制图编制方法及应用规则。实例分析表明，蓄能控制图可用于指导中长期发电计划的编制，使用便捷、结果合理。

关键词：梯级电站;蓄能控制;运行调度;乌江

中图分类号：TK79 文献标志码：A

doi：10.3969/j.issn.1000-1379.2020.02.019

Abstract：Energy storage control is one of the important methods of hydropower operation scheduling. Keeping hydropower stations operating in a reasonable energy storage range can reduce the impact of uncertain factors such as natural runoff and load demand， it also can reduce the scheduling risk. A new method and application rules of energy storage control chart were proposed for the issue of determining the reasonable energy storage range of cascade hydropower stations by taking the Wujiang River as an example and according to the key factors of actual operation scheduling， such as runoff characteristics， power station characteristics， grid dispatching requirements and generation rules. The calculation of the example shows that energy storage control chart can be used to guide the medium and long-term power generation plans with convenient use and reasonable results.

Key words： cascade hydropower stations; energy storage control; operation scheduling; Wujiang River

蓄能是水电站运行调度的重要指标之一，直接体现了库存水量在未来所能发出的电量值，是水电站发电计划编制需要考虑的重要因素[1-4]。合理控制水电站蓄能，尤其是汛前、年末等关键节点的蓄能是中长期调度运行合理性和可行性的重要保障，因此在水电站实际调度运行中，合理地确定水电站各月的蓄能控制范围，对调度运行尤其是中长期调度运行的指导作用突出。然而目前现有研究主要集中于传统调度图绘制[5-10]及优化调度模型、算法[11-15]，对可直接应用于生产的蓄能控制图研究较少，因此开展相关研究十分必要。

乌江流域作为我国十三大水电基地之一，干流电站开发主体相同，具有开展梯级联合调度的优势，成为我国最早开始实施联合调度的流域，积累了丰富的调度运行资料和经验，为蓄能控制图的编制提供了有力的支撑。本文结合乌江梯级调度实际，提出蓄能控制图编制方法，其能够结合梯级水电站发电运行规则，为梯级水电站群的中长期发电运行提供参考。

1 梯级水电站蓄能控制图绘制

以乌江流域洪家渡、东风、索风营、乌江渡、大花水、格里桥、构皮滩、思林、沙沱9座水电站为研究对象，根据梯级水电站群发电运行规则、关键节点梯级合理蓄能范围以及天然来水发电能力，选择典型天然来水过程，进行调节计算，绘制乌江梯级蓄能控制图。

1.1 梯级水电站发电运行规则确定

梯级水电站群调度一般以发电效益最大化为目标，枯期考虑引水、灌溉等综合利用要求，蓄能逐步消落，调节性能较差的水电站保持高水位运行;汛期水电站满发多发，调节性能好的水电站动用自身调节库容减小弃水风险，并在汛后期拦蓄洪水，保证枯期有足够的补偿能力。对于乌江梯级水电站，其发电运行遵循以下规则。

枯期（11月—次年4月）：梯级蓄能均衡消落，龙头水电站洪家渡向下游补水，以抬高下游梯级水电站水位。

枯汛交替期及汛期（5—8月）：龙头水电站洪家渡蓄水，梯级蓄能被动上涨，梯级发电量为除洪家渡以外的下游各库天然来水发电能力与最大发电能力二者较小值（即当天然来水发电能力大于当前最大发电能力时，取最大发电能力;反之，取天然来水发电能力）。

汛末期（9—10月）：龙头水电站洪家渡水位下降，下游各库水位抬升，梯级发电量为梯级天然来水发电能力。

1.2 关键节点梯级合理蓄能范围确定

1.2.1 蓄能计算原理

梯级水电站蓄能为各单站蓄能值之和，计算方法为

式中：Ex为梯级水电站蓄能值，kW·h;Exi为梯级水电站i的蓄能值，kW·h;N为梯级水电站总数;ηi为梯级水电站i的出力系数;Wi为梯级水电站i的可用水量，m3;Hi为梯级水电站i的水头，计算时尾水位取水电站额定发电流量的1/3倍對应尾水位曲线中的水位值，m。

1.2.2 蓄能范围影响因素分析

年内关键时间节点（如年末、汛初等）的梯级水电站合理蓄能范围确定需要综合考虑水电站特性和电网调度等影响因素，从弃水、调峰、电量等角度进行分析，以保障电网安全稳定运行，并满足发电企业效益目标。

（1）弃水控制。汛期水电站天然来水集中，为充分利用水资源，电网通常优先安排水电站发电，在水电较多的区域，部分水电站甚至承担基荷，因此水电站应在保障安全的前提下满发多发、减少弃水。由于汛期梯级蓄能控制将直接对弃水概率产生影响，因此采用水电站长系列径流资料，综合考虑水电站特性、电网调度等多种因素，计算汛初不同梯级蓄能下水电站的弃水，以弃水可控为目标确定汛初梯级合理蓄能范围。

（2）调峰控制。枯期水电站在电力系统中的主要作用是提供调峰负荷，保障电网的安全稳定运行，此阶段水电站水位应逐步消落，为电网提供必要的调峰电量，同时需在汛前消落到汛限水位以迎接汛期洪水，保障水电站安全。枯期来水相对较少，汛枯交替期水位高低将直接影响整个枯期水电站的调峰电量水平，综合考虑负荷需求、电源构成、水电发电能力等多个因素，分析汛枯交替期不同梯级蓄能下的调峰风险，并结合电网的调峰控制要求确定汛枯交替期梯级蓄能合理范围。

（3）电量控制。从全年调度运行的角度来看，水电站必须根据预测来水情况编制年发电计划，确定年度电量目标。电量目标一方面影响水电站的效益，另一方面也影响着电网的电量平衡。由于来水的不确定性，以及实际运行中调度相关因素的未知性，因此水电站存在电量目标无法完成的风险。除天然来水外，年末水电站蓄能对来年发电量的影响突出，综合考虑天然来水、水电站特性等因素，分析年末不同梯级蓄能下的电量风险，并结合梯级水电站电量计划目标确定年末梯级合理蓄能范围。

1.2.3 梯级关键节点蓄能范围

（1）汛初（4月末）合理蓄能范围。以满足汛初腾库迎汛需求，电网安全稳定运行和线路检修、预试需求，汛期气候趋势预测，检修与工程配合需求等为基本原则，结合乌江多年调度实际情况确定汛初梯级水电站一般水位范围，并计算其对应蓄能范围，其中主要水电站洪家渡水位范围为1 087～1 090 m，东风为950～952 m，乌江渡为741～745 m，构皮滩为598～600 m;而后在不同频率来水和不同汛初蓄能条件下，从梯级和全网发电情况、调峰情况、洪家渡主汛期5～8月蓄水情况三个方面进行分析，得出汛初乌江梯级蓄能消落的合理范围为19～31亿kW·h。

（2）年末（12月末）合理蓄能范围。以贵州乌江水电开发有限责任公司年度发电计划、中国华电集团有限公司对乌江梯级发电计划调整和年末蓄能计划的指导意见、电网“迎峰度冬”需求、贵州电力市场规则等为基本原则，结合乌江梯级多年调度实际情况确定年末梯级水电站一般水位范围，并计算其对应蓄能范围，其中主要水电站洪家渡水位范围为1 082～1 109 m，东风为965～968 m，乌江渡为755～758 m，构皮滩为625～628 m;而后在不同频率来水和不同年末蓄能条件下，从非汛期梯级和全网电量、调峰、火电发电份额等方面进行分析，得出年末乌江梯级蓄能消落的合理范围为50～70亿kW·h。

1.3 梯级天然来水发电能力确定

1.3.1 梯级天然来水发电能力计算原理

梯级蓄能控制图的绘制以梯级天然来水为依据，其发电能力计算方法为：

式中：E为梯级水电站多年平均天然来水发电能力，kW·h;Qi为水电站i坝址的多年平均天然来水流量，m3/s;ri为当前梯级蓄能对应水电站i水位下的耗水率，m3/（kW·h）;t为时间，h。

1.3.2 梯级典型天然来水系列发电能力计算

中长期流域预报水量通常以多年平均年内径流规律进行逐月分配，综合考虑来水频率、电网消纳能力等因素，选取乌江梯级多年平均天然来水量及其偏丰、偏枯2成水量作为典型来水系列进行发电能力计算。乌江梯级水电站坝址逐月多年平均天然来水量见表1。根据式（2），在年初蓄能分别为50亿kW·h和70亿kW·h两种条件下计算乌江梯级各月典型天然来水系列发电能力，结果见表2。

1.4 蓄能控制图分区及上下线绘制

由乌江梯级发电运行规则，可将全年分为3个区域：蓄能消落区（11月—次年4月）、蓄能上涨区（5—8月）、蓄能调整区（9—10月）。根据乌江梯级水电站发电运行规则和关键节点乌江梯级合理蓄能范围，结合乌江梯级典型天然来水系列发电能力，由能量平衡原理确定各月末梯级正常蓄能区。根据不同时期的梯级发电运行规则，取年内关键时间节点的梯级合理蓄能上限，由能量平衡原理计算典型天然来水系列对应各月末梯级蓄能上限值，连接上限值形成梯级正常蓄能区上线。根据不同时期的梯级发电运行规则，取年内关键时间节点的梯级合理蓄能下限，由能量平衡原理计算典型天然来水系列對应各月末梯级蓄能下限值，连接下限值形成梯级正常蓄能区下线。梯级正常蓄能区以上区域为降低蓄能区，以下区域为增大蓄能区。梯级正常蓄能区上下线值见表3，乌江梯级蓄能控制图如图1所示。

2 梯级水电站蓄能控制图应用规则

梯级水电站蓄能控制图可作为蓄能控制约束用于调度计划的编制。从乌江梯级蓄能控制图中可以看出，控制图被分为降低蓄能区、正常蓄能区和增大蓄能区;正常蓄能区按照枯期1—4月、汛期5—8月、汛末和枯期9—12月分为蓄能消落区、蓄能上涨区和蓄能调整区。

2.1 正常蓄能区

枯期1—4月（蓄能消落区）：该时段内梯级蓄能应朝着汛初目标蓄能值消落，梯级水库应发电量包括天然来水发电能力和蓄能正常消落部分。

汛期5—8月（蓄能上涨区）：该时段洪家渡水库一般停机蓄水，下游水库按照天然来水发电，梯级蓄能被动上涨。梯级水库应发电量为下游各水库天然来水发电能力与最大发电能力二者较小值。

汛末及枯期9—12月（蓄能调整区）：该时段内洪家渡水库开始向下游进行补偿调节，下游各水库逐步抬升库水位，各水库朝着目标蓄能调整自身水位。

2.2 降低蓄能区

若蓄能在降低蓄能区，则应适当加大出力，增加发电量使蓄能回到正常蓄能区。其中：枯期梯级自上而下消落水位，应优先加大上游水电站出力;汛期梯级先蓄下游后蓄上游，也应优先加大上游水电站出力。

2.3 增大蓄能区

若蓄能在增大蓄能区，则应适当降低出力，减小发电量使蓄能回到正常蓄能区。其中：枯期梯级自上而下消落水位，应优先减小上游水电站出力;汛期梯级先蓄下游后蓄上游，也应优先减小上游水电站出力。

3 实例分析

梯级蓄能控制图可用于中长期发电计划的辅助编制及调整，以某年乌江梯级年度发电计划编制为例进行说明。根据径流预测结果，乌江各水电站预测径流量见表4，各水电站年初水位见表5。

以梯级各水电站年初水位计算梯级年初蓄能为57亿kW·h，属于合理蓄能范围。1—4月调度计划，根据来水情况和蓄能控制图，设置4月末日调节及以上水电站水位消落到汛初水电站一般水位范围，计算蓄能为19亿kW·h，而后按日调节及以上水电站按控制末水位方式均匀消落，计算各水电站月末蓄能，并根据梯级总蓄能在蓄能控制图中的位置进行水位调整;5—8月调度计划，洪家渡水电站停机蓄水，其余各水电站控制当前水位不变，根据来水发电，若水电站出现弃水，除洪家渡外优先调整水电站出力，满发后仍有弃水则调整控制水位重新计算，保持梯级总蓄能位于正常蓄能区;9—12月调度计划，根据9月梯级总蓄能在蓄能控制图中的位置以及年末蓄能预期，对洪家渡水电站的水位进行均匀消落调整，保持其他水电站逐步调整至年末梯级水电站一般水位范围，水电站采用控制月末水位方式调度。乌江梯级年度发电计划主要参数见表6，洪家渡、东风、乌江渡、构皮滩水电站水位、电量过程如图2～图5所示。

从图2～图5及表6可以看出，梯级主要水库水位过程、发电过程合理，符合水电站发电运行规则，梯级月末总蓄能在正常蓄能区上下线之间，蓄能消落均匀，蓄能调整满足预期。从梯级总发电量来看，乌江近3 a年均实际发电量286亿kW·h，计算结果符合实际，同时梯级日均发电量汛期集中、枯期较少，符合电网消纳的一般规律，年度发电计划能够满足生产实际需求，且发电计划编制过程简单、实用。

4 结论

传统水库调度图通常采用长系列法进行绘制，对水电站实际运行中的弃水、调峰、电量控制因素考虑较少，而梯级蓄能控制图从关键节点梯级合理蓄能范围入手，能够直观展示梯级水电站之间的联系，可方便地应用于梯级水电站中长期发电计划的编制工作中。在水电站的实际运行过程中，还可随时根据梯级的蓄能状况对中短期发电计划进行调整，使梯级蓄能保持在合理的区间范围内，以减少天然来水、电网负荷需求等不确定因素对水电站调度的影响，降低调度风险，使水电站在保障电网调度要求的同时能够经济、高效地运行。

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