沙坪二级水电站负荷自由调整权对水位控制的作用分析

王孝群，汪文元，龙岩，王利英，张佳杰，何滔

（1.河北工程大学水利水电学院，河北 邯郸 056038；2.河北省智慧水利重点实验室，河北 邯郸 056038；3.国能大渡河沙坪发电有限公司，四川 成都 610000）

1 研究背景

沙坪二级水电站是大渡河规划的22个梯级水电站中的第20个梯级，电站水库总库容为2 084万m³，调节库容585万m³，死水位550 m，正常蓄水位554.0 m。河床式厂房装设6台单机容量为58 MW的灯泡贯流式发电机组。泄水建筑物为带胸墙式的5孔泄洪闸，孔口尺寸为13.0 m×16.0 m（宽×高），溢流堰采用平底宽顶堰型式，堰顶高程528.0 m，闸顶高程557.0 m。电站仅有4 m的水位运行区间，其水位控制是一个重要问题。在汛期，为了保证发电效益必须高水位运行，同时兼顾运行安全，不得不频繁调整泄洪闸门开度。据统计，2019年沙坪二级电站共操作闸门6 612次，高于大渡河流域其他全部电站同期总和（4 876次）。电站对于自身的出力没有自主决策能力，易发生水位超限的问题。

为保证大坝安全及充分利用来水量，控制水库水位成为电站最基本的要求[1]，在制定短期调度计划时，梯级调度中心将结合预测来水和流域水量调度需求，通过以水定电的方式评估调度期梯级电站的发电水平，以此作为与电网沟通和制定电力调度计划的基础[2]。梯级水库群联合调度的优化和计算机的发展密切相关，主要由常规方法、到模拟方法、再到优化方法、最后到模拟优化方法相结合的发展过程。长期以来，水电站优化调度程序一般是采用以数据结构及对数据结构的处理为中心的面向过程的结构化程序设计语言开发的[3]。以往对于水电站水位控制，大多基于数学模型，采用PID控制系统，以水轮发电机组为执行机构，采用闭环控制方式，通过调整机组出力达到控制水位的目的[4-5]。

然而，对于梯级径流式电站，其主要控制水位的方式为改变机组的功率及启闭闸门。分析表明，沙坪电站水位控制难及闸门操作频繁的原因除了自身水位对入库流量变化敏感外，还与电站受电网固定负荷指令有关，因此更灵活的负荷调整方式是实现沙坪机组出力与水位控制相协调、解决闸门操作次数异常的有效途径。本文假定沙坪电站在电网负荷指令的基础上拥有一定容量的负荷自由调整权，定性分析了不同容量自由调整权对沙坪电站水位控制的效果。

2 水位过程计算方法

水库水位的变化过程实际上是库容的变化过程，库容变化由出入库流量差决定，可表述为下述水量平衡式：

式中：Zt+1为t+1时刻的水位（m）；Vt+1为t+1时刻的库容（万m³）；f(·)是水位库容关系函数，根据当前库容计算当前水位；g(·)是f(·)的反函数，根据当前水位计算对应的库容；ΔVt表示t—t+1时段的库容变化量（万m³），计算公式为ΔVt=(Qint-Qoutt)Δt，其中Δt为计算时间步长，Qint和Qoutt分别表示t—t+1时段内的平均入库流量和出库流量（m3/s）。沙坪二级电站未来一段时间内的入库流量等于上游梯级的出库流量，可直接获取；出库流量包括泄洪流量Qt1和发电流量Qt2，若要计算t—t+1时段内的平均值，可认为流量在时段内线性变化，则Qt1=0.5(Q1,t+Q1,t+1)，=0.5(Q2,t+Q2,t+1)，t+1时刻的泄洪流量可根据水位-闸门开度-流量关系曲线计算，发电流量可根据机组N-H-Q特性曲线计算，然而他们均与t+1时刻的待求变量水位Zt+1有关，需要迭代求解t+1时刻的泄洪流量与t+1时刻的库水位Zt+1。

3 沙坪二级库水位对负荷自由调整权的敏感性分析

3.1 负荷自由调整权的定义与可操作性

一般而言，电网给电站下达负荷指令后，由于电站自身控制系统的误差，不可能严格按照负荷指令来发电，电网通常允许电站的实际上网负荷在其负荷指令的基础上有一定的误差。以沙坪二级电站为例，某一时刻电网的负荷指令为200 MW，电网允许实际上网负荷误差为±2%，即只要沙坪二级电站的实际上网负荷为196～204 MW，电网都认为沙坪电站执行了负荷指令；若实际上网负荷超出误差，则将相应时段的发电量视为不合格电量。

虽然电网为了自身的稳定性会对电站出力有一定的限制，但也容许有一定的误差。但类似沙坪二级这种径流式电站，装机容量一般不大，即使适当放宽误差限制，实际上对电网稳定性的影响也十分有限。例如，当电网负荷指令为300 MW时，允许沙坪电站的实际出力为300±50 MW，均认为负荷指令被执行。50 MW的出力对于整个电网可能影响很小，但对于沙坪二级这类小库容、径流式开发的电站却能起到关键作用。此外，近年来电能存储技术[6]、可再生能源制氢技术[7]发展迅速，这些技术若能与沙坪二级电站水力发电系统配合使用，则电站仍可按照电网负荷指令执行上网负荷，而电站实际负荷与上网负荷之间的差异可由电站厂内用电、水电制氢系统、储能系统的调控来消纳。

总之，本文定义负荷自由调整权为电站可以在电网负荷指令的基础上，自主地决定按照一定容量的偏差进行出力的权利。无论是从电网稳定性还是从电站未来配置电能消纳系统的角度，负荷自由调整权的研究都有一定的意义和可操作性。

3.2 库水位对负荷自由调整权的敏感性分析

首先考虑入库流量在未来3 h内平稳的情况，不同负荷调整余量下的水位控制效果：假定当前初始坝前水位为552 m，电站被要求带210 MW负荷（6台机组，每台35 MW），且带固定负荷，即未来3 h负荷指令不变，同时假定当前出入库流量为理想情况，即入库流量=出库流量=1 498 m3/s，且未来3 h入库流量不变。

对于只有机组参与的水位调控，水位控制的过程是一个正反馈机制，前一个时段末的水位控制对于未来的水位有正向累积作用。而在电站实际运行中，即使入库流量是平稳的，可能也需要通过一定时间段的负荷调整来使时段末的水位控制在理想水位附近。因此，假定一个电站的负荷调整余量为±N，为了排除总发电量的影响，在调控的前1.5 h可按照负荷指令-N来调整出力，后1.5 h可按照负荷指令+N来调整出力，保证总发电量不变，对比不同负荷调整余量的升水位控制效果。显然，不同的负荷调整余量对于电站的水位控制效果不同，下面将考虑负荷调整余量为±10～±50 MW的不同情况。

不影响总发电量情况下的升水位控制过程，如图1（a）所示。由此可见，若电站没有可自主调节的负荷调整余量，则未来3 h内水位无变化。若电站拥有一定的负荷调整余量，则在3 h内，通过前1.5 h主动降负荷、后1.5 h主动升负荷，时段末的库水位均有所抬升，且负荷调整余量越大，水位抬升的效果越好。这表明在不影响发电总量的前提下，通过主动的负荷调整，可明显减少发电用水量，提高电站的发电效率，增加电站蓄能。

图1 负荷调整余量水位控制过程

相反，在某些情况下，水库水位可能过高，或由于上游来流量突然增大，电站需要增大出库流量等情况，需要降低水位，仍以入库流量平稳为例，考虑不影响总发电量，采用先降负荷再升负荷的控制方式。为方便分析，将初始水位设置为553 m，电网负荷指令仍设置为210 MW，对应的入库流量=出库流量=1 388 m3/s。计算结果，如图1（b）所示。显然，若电站拥有一定的负荷调整余量，通过先降负荷再升负荷的操作，在不影响总发电量的情况下，即可实现降低水位的需求，且负荷调整余量越大调控能力越强。

图2（a）对比了不同负荷调整余量下的库容收益，以不影响时段总发电量为前提，水库在时段内的库容收益随着负荷调整余量的增大而增大。对于±50 MW的调整余量，库容收益达120万m3，接近整个水库可调库容的1/4。图2（b）对比了不同调整余量情况下的水库增加的泄量，以不影响时段总发电量为前提，水库在时段内的机组过流能力得到了显著提高。对于±50 MW的调整余量，出库水量增加了180万m3，这有助于电站在汛期上游来流突然增大情况下实现水位控制，同时也对减少闸门动作有重要意义。

图2 不同负荷调整余量水位控制的库容收益

4 负荷自由调整权的水位控制效果

4.1 入库流量变化下的水位控制极限

沙坪电站由于库容较小，对于入库流量变化十分敏感。考虑不同量级的入库流量变化情况，通过负荷余量调整来控制水位的极限。假设当前初始坝前水位为552 m，电站当前被要求带210 MW负荷（6台机组，每台35 MW），且未来3 h负荷指令不变，初始时刻入库流量=出库流量=1 498 m3/s。

4.1.1 入库流量减小时负荷调整余量的水位控制效果

当入库流量突然减小且维持3 h，若电站仍维持原出力，显然将导致水位降低。如图3所示，当入库流量突降200 m3/s时，若保持原出力，显然在150 min左右，水位将降低至死水位以下，而电站若有负荷调整余量，则可以通过适当降低负荷保证水位不降至死水位以下，甚至抬高水位（图中为极限情况的计算），即整个3 h内，电站都在负荷指令基础上减去相应负荷调整余量来发电。此外，不同流量突降量级下的水位控制效果也不同，当入库流量突降400 m3/s，则至少需要30 MW的负荷调整余量去保证水位的基本稳定，此时40、50 MW负荷调整余量均满足要求；而当入库流量突降600 m3/s，上游水位下降较快，此时虽然50 MW的负荷调整余量下水位会在3 h末降至死水位，但相比于维持原负荷，能提供约2 h的安全运行时间，相比于40 MW调整余量，能多提供约1 h的安全运行时间。根据沙坪电站的运行经验，上游枕头坝的出库流量变化通常高于500 m3/s，因此40、50 MW负荷调整余量对于沙坪电站的安全稳定运行有重要作用。

图3 不同流量变化量级下负荷调整余量的水位控制极限

4.1.2 入库流量增大时负荷调整余量的水位控制效果

当入库流量突然增大且维持3 h，若电站仍维持原出力，显然将导致水位升高。若电站有负荷调整余量，可通过增加出力来缓解水位上升压力，甚至降低水位。如图4所示，流量突增的结论和流量突降的情况是类似的。当入库流量突增600 m3/s，上游水位上升较快，此时虽然50 MW的负荷调整余量下水位会在3 h末上升至正常蓄水位，但相比于维持原负荷，能提供约2 h的安全运行时间，相比于40 MW调整余量，能多提供约1 h的安全运行时间。同样，根据沙坪电站的运行经验，40、50 MW负荷调整余量对于沙坪电站的安全稳定运行有重要作用。

图4 不同流量变化量级下负荷调整余量的水位控制极限

4.1.3 加入闸门泄洪后负荷调整余量的水位控制效果

当同时存在泄洪流量和发电流量时，情况变得稍微复杂。因为在特定闸门开度下，泄洪流量与水位正相关，水位越高流量越大，而特定出力下，发电流量与水位则呈负相关。负荷调整余量对于水位的控制效果会在一定程度上受到泄洪的影响。

假设当前初始坝前水位为552 m，电站当前被要求带210 MW负荷（6台机组，每台35 MW），且未来3 h负荷指令不变，初始时刻入库流量=发电流量+泄洪流量=1 770+1 036=2 806（m3/s）。如图5所示，实际上，加入闸门泄洪后得到的结论也是类似的，40、50 MW负荷调整余量基本可以消纳600 m3/s的入库流量变化。对于800 m3/s的入库流量变化，50 MW的负荷调整余量相比于无负荷调整余量能多提供约1.5 h的安全运行时间，相比于40 MW调整余量能提供40 min的安全运行时间。

图5 不同流量变化量级下负荷调整余量的水位控制极限

4.2 负荷提前调整下的水位控制效果

由上述分析可知，当入库流量稳定时，可利用负荷调整余量进行水位控制；而当入库流量变化时，同样可利用负荷调整余量增加水位的安全运行时间，从而提高沙坪电站对入库流量变化的消纳能力。结合这两方面的研究成果，实际运行中，枕头坝出库流量到达沙坪水库所需的时间约80 min，完全可以在入库流量变化前1 h提前进行负荷调整，利用这1 h内的收益进一步缓解水位控制的压力，这无疑将进一步增大沙坪电站对流量变化的响应能力。

流量增大800、1 000和1 200 m3/s情况下，利用负荷调整余量提前1 h动作，经计算得到的水位变化过程如图6所示。利用1 h提前操作的方式，由于提前降低水位腾库容，即使入库流量变化达到1 200 m3/s，时段末的库水位也不会超过正常蓄水位。尤其对于40、50 MW负荷调整余量，其控制效果十分明显。

图6 负荷提前1 h调整对水位控制的影响

5 实例分析

为了说明负荷自由调整权对于水位控制的效果，基于电站2019年运行数据进行实例分析，选取2019年7月7日8：00—8日8∶00全天数据进行分析计算。由于缺乏计划出力数据，假定实际出力即为计划出力，并假定电站可在计划出力的基础上有±50 MW的负荷自由调整权，以此为基础进行电站负荷调度，计算得到水位变化过程、出力过程与实际运行过程对比如图7所示。

图7 实例分析结果与实际运行数据对比

图中方点对应时刻表示实际运行中执行了闸门开启动作，圆点表示闸门关闭动作。从图7可以看到，通过50 MW的负荷自主调整权，沙坪电站可以通过自身调控，很好控制水位变化，极大降低水位波动，且提高了对于上游来水的消纳能力，在减少当天闸门动作20余次的同时还增加了发电效益。

6 结论

本文主要研究了在假定理想的出入库流量变化的过程中，不同的负荷调整余量对于沙坪电站水位控制及安全运行的效果，结果表明：

（1）在入库流量稳定时，±50 MW的负荷余量可为电站提供约120万m3的库容收益或增大约200万m3的库容泄量。

（2）在入库流量变化时，±50 MW的负荷余量可极大延缓水位越限的时间，增长水库安全运行时限。

（3）结合沙坪与其上游枕头坝电站之间的水力联系，提前调整负荷，可进一步缓解水位控制压力，进一步增大沙坪电站对流量变化的响应能力。

（4）结合沙坪电站2019年7月7日8∶00—8日8∶00的运行实例，利用负荷自由调整容量来进行电站负荷调度，证明了其在沙坪二级电站水位控制中的重要性和有效性。

综上，适当容量的负荷自由调整权对于沙坪二级水电站而言，可提高其对入库流量变化的消纳能力，为库水位控制提供有效的方法及安全保障，对电站长期安全稳定运行具有重要的作用及意义。