水电站经济运行指标实时数字化研究

陈越生，欧业平

(广西能源股份有限公司，广西 贺州 542800)

1 概述

为了提高企业的水电经济运行管理水平，广西能源股份有限公司(以下简称为“广西能源股份”)于2018年组织电力调度中心和合面狮水电厂、巴江口水电厂、昭平水电厂、下福水电厂、京南水电厂等下属单位的专业技术人员按照国家行业标准，参考国内众多同行和专家学者对水电站水库发电的优化调度理论研究和方法应用[1-5]，结合广西能源股份自身“电网、电厂统一调度”的企业特点[6]，以上述5个水电厂为对象，重点研究水电站优化调度经济运行指标的实时数字化应用，利用原有的水库调度自动化系统平台及数据库系统开发出“水电站经济运行实时数字化系统”(以下简称为“系统”)，按水力发电优化调度、提高发电效益的两种主要途径，采取提高水能利用率和水量利用率、降低单位水耗的措施[7-13]，实现增发电量为优化调度目标，建立实时数字化的考核评价系统。调控人员可通过该系统监测电网、水电站实时运行状态，参考优化后的运行指标数据，及时调整电网运行和水电发电方案、优化机组运行方式，合理分配水资源，提高发电效率。

2 系统的主要基准指标、参数以及模型

遵照行业规范对日调节及性能以上的水电站，在设计或常规运行工况下统计指标、参数进行复核，以各类指标参数及规范算法计算的结果，作为基准指标建立数学模型录入系统，避免了人为的主观因素影响，基准指标用于对日常优化调度工作的评价时参考。

2.1 基准指标、参数

基准调度水位：按水电站的调节性能及主管部门批复的年度水库汛期控制运用文件，确定各水电站在年内各阶段的基准调度水位，如日调节型水电站的基准水位取正常蓄水位与死水位的平均值；季调节及以上级别的水电站按水库调度图所确定各阶段的运行水位，作为基准调度水位。

基准机组综合效率：采用电站机组的多年平均综合效率。

基准单位耗水率：按电站设计指标、参数在工况下运行的理论耗水率。

基准发电量：按电站实际来水量，根据电站设计调度水位、机组平均综合效率等工况下，计算理论的发电量，该电量反映电站正常运行情况下的发电水平，作为优化调度的基准发电量，可量化为分钟、小时、日、月等不同阶段的基准发电量。

基准发电量的计算公式：

E基=9.81·η基·Q基·(Z基-Z下-H损)·ΔT

(1)

式中：

E基——基准发电量，万kW·h；

η基——基准机组综合效率；

Q基——机组基准发电流量，由机组NHQ曲线推算，m3/s；

Z基——水电站上游基准调度水位，m；

Z下——水电站下游时段平均水位，m；

H损——机组流道水头损失，m；

ΔT——计算时段，h。

桂江梯级水电站全部为日调节型水电站，基准水位取正常蓄水位(汛限水位)与死水位的平均值；贺江合面狮电站具有季调节性能，基准水位按年调度线取值。

2.2 节水降耗优化调度模型的建立

2.2.1节水降耗增发电量

水电站在无开闸泄洪阶段，通过合理安排发电计划，保持高水位运行，提高发电水头；通过优化发电机组的开机组合，提高机组综合效率[5]。在相同来水条件下，通过各种优化措施降低单位耗水率，实际发电量超过基准发电量的部分发电量视为节水降耗增发电量，可量化为分钟、小时、日、月等时段的增发电量。水电站有开闸泄洪时，考虑电站已满负荷运行，无节水降耗增发电量产生。该指标可用于评价节水降耗优化调度工作的效果，提高该项指标的主要措施有：提高电站运行水位、减少栅压差、降低下游尾水位、开展厂内经济调度。

2.2.2节水优化增发率

水电站在某阶段内的实际发电量与基准发电量相比的提高程度，用节水降耗增发电量占基准发电量的百分比来表示。该指标是反映该阶段水电站的发电效能和运营管理水平的重要指标之一。

2.2.3相关计算公式

1)节水降耗增发电量：

E节=E实-E基

(2)

其中，

E实=9.81·η基·Q实·(Z实-Z下-H损)·ΔT

(3)

式中：

E节——节水降耗增发电量，万kW·h；

E实——实际发电量，万kW·h；

Q实——机组实际发电流量，由实际的出力、水头、综合效率推算，m3/s；

Z实——水电站上游实际水位，m。

2)节水优化增发率：

β节=(E节/E基)×100%

(4)

3)实时节水优化增发率：

βi=η基·(Zi-Z基-hi)/ηi·hi×100%

(5)

式中：

βi——第i时刻实际节水优化增发率；

ηi——第i时刻的机组实际效率；

Zi——第i时刻水电站上游水位，m；

hi——第i时刻的净水头，m。

4)实时最优节水优化增发率：

β优=η·(Zi-Z基-hi)/(ηi)max·hi×100%

(6)

式中：

(ηi)max——第i时刻的机组最大效率。

5)实时最低耗水率：

εmin=f(Ni，hi，(ηi)max)

(7)

式中：

Ni——第i时刻的机组出力，MW。

6)实时最低耗水率：

εmin=f(Ni，hi，(ηi)max)

(8)

式中：

Ni——第i时刻的机组出力，MW。

2.3 调洪优化调度模型的建立

2.3.1调洪优化增发电量

调控值班人员根据洪水预报情况在洪水到来前，加大水电站机组出力增加出库水量，提前降低电站运行水位，腾空水库库容；洪水到库后，电站水位逐步升高、水库重新蓄水。这种重复利用水库库容，提高水量利用率方式所发电量，视为调洪优化增发电量，反映水电站优化洪水调度所取得的电量增发效益。

2.3.2调洪增发率

水电站在某阶段内的调洪优化增发电量与基准发电量相比的提高程度，用调洪优化增发电量占基准发电量的百分比来表示。该指标是反映该阶段水电站的洪水利用管理水平的重要指标之一。

2.3.3每场洪水调度过程中实际利用的洪水水量设定

该场洪水过程线上，入库流量超过机组额定流量时的部分洪水水量。按开闸泄洪与不开闸泄洪两种情况分别计算，如洪水级别较小，调洪过程中电站最高水位未达设计上限水位，且未发生开闸泄洪时，则有效利用的洪水水量为入库流量超过机组额定流量时的部分洪水水量，此情况如不提前预降水位腾库，则可能产生排洪；如在调洪过程中电站的最高库水位达到设计上限水位，发生开闸泄洪时，实际有效利用的洪水水量等于水库预腾空的库容。此外，对于同流域、水力联系紧密的梯级水电站，上一级电站所预腾库水量可供下一级电站发电利用。调洪优化增发电量按洪水场次逐场计算，按月度、季度、年度进行统计。

2.3.4相关计算公式

1)单一水电站/梯级首级水电站的调洪优化增发电量

E调=W/ε

(9)

其中：

W=min{W调，W洪}

(10)

W调=V2-V1

(11)

式中：

W——调洪过程中有效利用的洪水水量，万m3；

ε——调洪过程中时段平均发电耗水率，(kW·h)/m3；

W调——水库预腾空的库容，万m3；

W洪——洪水水量，万m3；

V1——本级水库预泄最低库水位对应库容，万m3；

V2——洪水过后，本级水库回蓄至最高库水位对应的库容，万m3。

2)梯级二级、三级电站的调洪优化增发电量

E调=W/ε

(12)

其中：

W=min{W调，W洪}

(13)

W调=V2-V1+V上

(14)

式中：

W——调洪过程中有效利用的洪水水量，万m3；

W调——水库预腾空的总库容，万m3；下一梯级水库预腾总库容包括上一级水库预腾空的库容。

W洪——洪水水量，万m3，指本场洪水过程中，一级电站入库流量加区间流量，大于本级水电厂额定发电流量时的部分洪水水量。

V上——本梯级以上所有水库腾空的总库容，万m3。

3)调洪优化增发率

β调=(E调/E基)×100%

(15)

3 系统的应用

3.1 相关水电站的情况和特征值

合面狮电站位于西江支流贺江中游，是一座集防洪、发电、灌溉、航运为一体的综合利用工程，其上游有龟石电站，尾水流经信都、铺门镇、广东南丰镇到江口后注入西江；巴江口电站、昭平电站、下福电站、京南电站分别为西江支流桂江中下游的梯级一级、二级、三级、五级电站，都是以发电为主要任务，兼顾航运及其他综合利用的枢纽工程。各水电站特征值见表1。

表1 各水电站特征值

3.2 2018—2020年贺江、桂江来水情况见表2

表2 2018—2020年贺江、桂江来水量距平值 %

3.3 优化调度数据的计算与评价

通过“节水降耗优化调度”和“调洪优化调度”数学模型计算出各水电站的节水优化增发率(见表3)和调洪优化增发率(见表4)。

表3 2018—2020年各水电站节水优化增发率β节计算 %

表4 2018—2020年各水电站调洪优化增发率β调计算 %

表3、表4的数据分析表明：

1)各水电站的年节水优化增发率β节为正，总体上水电站的节水优化调度工作合理，在年内个别月份中出现0或负数，主要原因有：水电厂在汛期开展洪水优化调度，根据区域水雨情预报提前腾库，运行水位下降、发电水头降低所致，如果实际水雨情与预报偏差较大，则对β节值的影响更大；在非汛期，特别是枯水期阶段，江河来水量大幅减少，水库动用调节库容为下游供水，确保生态、通航、灌溉等流量供应；配合相关管理单位的库区建设、设备维检等工作，需要降低水库水位运行。

2)各水电站的调洪优化增发率β调一般在年内的汛前期(2—3月)与后汛期(8—9月)的数值较大，说明水电厂充分利用水库库容调节能力进行汛前腾库、后汛期拦蓄洪尾蓄水的洪水优化调度工作效果显著，最终体现到增发电量数据中；在主汛期(5—6月)流域来水偏多，容易出现洪水场次密集，洪量级别大，部分时段水电站因为入库流量大，运行水头低无法满发电，此阶段内的β节和β调值相对较小，不利于水电站的经济运行。

3)接入桂东电网的桂江梯级电站的β节和β调值在同一统计阶段内逐级递增，说明电网、梯级电站的联合优化调度工作取得成效；贺江合面狮电站的β节和β调的综合数值较大说明，通过充分发挥水库的季调节特点，对减少弃水，保障供电稳定起到了作用。

3.4 水电站经济运行工作的对标评价

在过去，水电企业对水电站经济运行工作进行评价或考核，往往直接采用设计发电量、耗水率、水量利用率等指标进行考评工作，具有一定的局限性。如果采用设计发电量进行考评，电站的实际发电量取决于当年流域来水的丰枯及年内分配的均匀程度，受自然来水的不确定性影响较大。如果采用发电耗水率进行考评，在电站处于洪水期间，出入库流量变化大，对发电水头产生影响，进而影响到发电耗水率；同时，发电耗水率跟发电机组本身特性有紧密联系，约束条件较多。如果采用水量利用率进行考评，在枯水年中，调节能力强的水电站一般可全部利用来水；在来水偏丰、汛期洪水场次密集的阶段，日调节及以下类型的水电站对于大量来水，没有可调节的余地，用水量利用率进行评价也意义不大，上述指标均不能用于不同电站间的比较。

因此，本文主要从提高水电站的水能利用率和水量利用率方面进行研究，借助“水电站经济运行实时数字化系统”，采用电站的设计参数作为基准评价参数，通过模型计算出相同条件下的基准发电量，并与实际发电量比较，得到增发电量和相对的优化增发率，可以消除区域无效来水对发电水头及耗水率的影响；同时，系统采用统一的评价指标β节和β调进行计算和评价，平衡了各电站因所处流域不同、调节性能不同、装机规模不同、丰枯水年之间的差异等影响，客观反映电站对水头与水量的利用程度，消除人为主观影响，有利于发电企业对发电调度工作的分析和总结，并采取有针对性的优化措施，提高调度管理水平。

在实际工作中，影响水电站经济运行的因素还有很多，对系统的优化算法[14-15]和调度模型开发还有很大的研究空间。比如从电力市场的需求和电价因素着手，如何实现本系统与电力调控、市场营销等系统的信息共享，并对考虑市场电价因子的发电优化调度模型进行研究，通过合理调整电站发电机组接入不同电网的运行方式和时间，实现企业收益最大化和成本最小化的目标，将是下一步对水电站经济运行实时数字化工作的研究方向。

4 结语

水电经济实时数字化的研究以及成果应用，解决了水电站经济运行和发电优化调度方面的评价指标计算标准不一以及科学性、合理性、客观性因电站特性而异、因管理单位不同而异等问题，为综合评价水电站优化调度成果提供更科学、更客观的数据量化指标，有效地指导水力发电优化调度和经济运行、考核评价等工作。系统投运后，广西能源股份调度中心、水电厂充分利用系统的指导功能，积极开展电网运行及水电发电的优化调度工作，通过节水优化调度、调洪优化调度、厂内经济运行优化等优化措施，2018—2020年广西能源股份五大水电厂总增发电量年均7 280万度，累计增发电量2.19亿度，实现节能增效的预期目标，可为类似电网及水电站的经济运行调度工作提供参考。