王靜

摘?要：蓄能控制是水電站運行調(diào)度的重要手段之一，保持水電站在合理蓄能范圍運行，可以減少天然來水、負荷需求等不確定因素對調(diào)度的影響，降低調(diào)度風險。針對梯級電站調(diào)度合理蓄能范圍確定問題，以烏江流域為例，考慮徑流特性、電站特性、電網(wǎng)調(diào)度需求、電站發(fā)電運行規(guī)則等實際調(diào)度關(guān)鍵因素，提出蓄能控制圖編制方法及應用規(guī)則。實例分析表明，蓄能控制圖可用于指導中長期發(fā)電計劃的編制，使用便捷、結(jié)果合理。

關(guān)鍵詞：梯級電站;蓄能控制;運行調(diào)度;烏江

中圖分類號：TK79?文獻標志碼：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

蓄能是水電站運行調(diào)度的重要指標之一，直接體現(xiàn)了庫存水量在未來所能發(fā)出的電量值，是水電站發(fā)電計劃編制需要考慮的重要因素[1-4]。合理控制水電站蓄能，尤其是汛前、年末等關(guān)鍵節(jié)點的蓄能是中長期調(diào)度運行合理性和可行性的重要保障，因此在水電站實際調(diào)度運行中，合理地確定水電站各月的蓄能控制范圍，對調(diào)度運行尤其是中長期調(diào)度運行的指導作用突出。然而目前現(xiàn)有研究主要集中于傳統(tǒng)調(diào)度圖繪制[5-10]及優(yōu)化調(diào)度模型、算法[11-15]，對可直接應用于生產(chǎn)的蓄能控制圖研究較少，因此開展相關(guān)研究十分必要。

烏江流域作為我國十三大水電基地之一，干流電站開發(fā)主體相同，具有開展梯級聯(lián)合調(diào)度的優(yōu)勢，成為我國最早開始實施聯(lián)合調(diào)度的流域，積累了豐富的調(diào)度運行資料和經(jīng)驗，為蓄能控制圖的編制提供了有力的支撐。本文結(jié)合烏江梯級調(diào)度實際，提出蓄能控制圖編制方法，其能夠結(jié)合梯級水電站發(fā)電運行規(guī)則，為梯級水電站群的中長期發(fā)電運行提供參考。

1?梯級水電站蓄能控制圖繪制

以烏江流域洪家渡、東風、索風營、烏江渡、大花水、格里橋、構(gòu)皮灘、思林、沙沱9座水電站為研究對象，根據(jù)梯級水電站群發(fā)電運行規(guī)則、關(guān)鍵節(jié)點梯級合理蓄能范圍以及天然來水發(fā)電能力，選擇典型天然來水過程，進行調(diào)節(jié)計算，繪制烏江梯級蓄能控制圖。

1.1?梯級水電站發(fā)電運行規(guī)則確定

梯級水電站群調(diào)度一般以發(fā)電效益最大化為目標，枯期考慮引水、灌溉等綜合利用要求，蓄能逐步消落，調(diào)節(jié)性能較差的水電站保持高水位運行;汛期水電站滿發(fā)多發(fā)，調(diào)節(jié)性能好的水電站動用自身調(diào)節(jié)庫容減小棄水風險，并在汛后期攔蓄洪水，保證枯期有足夠的補償能力。對于烏江梯級水電站，其發(fā)電運行遵循以下規(guī)則。

枯期（11月—次年4月）：梯級蓄能均衡消落，龍頭水電站洪家渡向下游補水，以抬高下游梯級水電站水位。

枯汛交替期及汛期（5—8月）：龍頭水電站洪家渡蓄水，梯級蓄能被動上漲，梯級發(fā)電量為除洪家渡以外的下游各庫天然來水發(fā)電能力與最大發(fā)電能力二者較小值（即當天然來水發(fā)電能力大于當前最大發(fā)電能力時，取最大發(fā)電能力;反之，取天然來水發(fā)電能力）。

汛末期（9—10月）：龍頭水電站洪家渡水位下降，下游各庫水位抬升，梯級發(fā)電量為梯級天然來水發(fā)電能力。

1.2?關(guān)鍵節(jié)點梯級合理蓄能范圍確定

1.2.1?蓄能計算原理

梯級水電站蓄能為各單站蓄能值之和，計算方法為

式中：Ex為梯級水電站蓄能值，kW·h;Exi為梯級水電站i的蓄能值，kW·h;N為梯級水電站總數(shù);ηi為梯級水電站i的出力系數(shù);Wi為梯級水電站i的可用水量，m3;Hi為梯級水電站i的水頭，計算時尾水位取水電站額定發(fā)電流量的1/3倍對應尾水位曲線中的水位值，m。

1.2.2?蓄能范圍影響因素分析

年內(nèi)關(guān)鍵時間節(jié)點（如年末、汛初等）的梯級水電站合理蓄能范圍確定需要綜合考慮水電站特性和電網(wǎng)調(diào)度等影響因素，從棄水、調(diào)峰、電量等角度進行分析，以保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，并滿足發(fā)電企業(yè)效益目標。

（1）棄水控制。汛期水電站天然來水集中，為充分利用水資源，電網(wǎng)通常優(yōu)先安排水電站發(fā)電，在水電較多的區(qū)域，部分水電站甚至承擔基荷，因此水電站應在保障安全的前提下滿發(fā)多發(fā)、減少棄水。由于汛期梯級蓄能控制將直接對棄水概率產(chǎn)生影響，因此采用水電站長系列徑流資料，綜合考慮水電站特性、電網(wǎng)調(diào)度等多種因素，計算汛初不同梯級蓄能下水電站的棄水，以棄水可控為目標確定汛初梯級合理蓄能范圍。

（2）調(diào)峰控制?？萜谒娬驹陔娏ο到y(tǒng)中的主要作用是提供調(diào)峰負荷，保障電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行，此階段水電站水位應逐步消落，為電網(wǎng)提供必要的調(diào)峰電量，同時需在汛前消落到汛限水位以迎接汛期洪水，保障水電站安全?？萜趤硭鄬^少，汛枯交替期水位高低將直接影響整個枯期水電站的調(diào)峰電量水平，綜合考慮負荷需求、電源構(gòu)成、水電發(fā)電能力等多個因素，分析汛枯交替期不同梯級蓄能下的調(diào)峰風險，并結(jié)合電網(wǎng)的調(diào)峰控制要求確定汛枯交替期梯級蓄能合理范圍。

（3）電量控制。從全年調(diào)度運行的角度來看，水電站必須根據(jù)預測來水情況編制年發(fā)電計劃，確定年度電量目標。電量目標一方面影響水電站的效益，另一方面也影響著電網(wǎng)的電量平衡。由于來水的不確定性，以及實際運行中調(diào)度相關(guān)因素的未知性，因此水電站存在電量目標無法完成的風險。除天然來水外，年末水電站蓄能對來年發(fā)電量的影響突出，綜合考慮天然來水、水電站特性等因素，分析年末不同梯級蓄能下的電量風險，并結(jié)合梯級水電站電量計劃目標確定年末梯級合理蓄能范圍。

1.2.3?梯級關(guān)鍵節(jié)點蓄能范圍

（1）汛初（4月末）合理蓄能范圍。以滿足汛初騰庫迎汛需求，電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和線路檢修、預試需求，汛期氣候趨勢預測，檢修與工程配合需求等為基本原則，結(jié)合烏江多年調(diào)度實際情況確定汛初梯級水電站一般水位范圍，并計算其對應蓄能范圍，其中主要水電站洪家渡水位范圍為1 087～1 090 m，東風為950～952 m，烏江渡為741～745 m，構(gòu)皮灘為598～600 m;而后在不同頻率來水和不同汛初蓄能條件下，從梯級和全網(wǎng)發(fā)電情況、調(diào)峰情況、洪家渡主汛期5～8月蓄水情況三個方面進行分析，得出汛初烏江梯級蓄能消落的合理范圍為19～31億kW·h。

（2）年末（12月末）合理蓄能范圍。以貴州烏江水電開發(fā)有限責任公司年度發(fā)電計劃、中國華電集團有限公司對烏江梯級發(fā)電計劃調(diào)整和年末蓄能計劃的指導意見、電網(wǎng)“迎峰度冬”需求、貴州電力市場規(guī)則等為基本原則，結(jié)合烏江梯級多年調(diào)度實際情況確定年末梯級水電站一般水位范圍，并計算其對應蓄能范圍，其中主要水電站洪家渡水位范圍為1 082～1 109 m，東風為965～968 m，烏江渡為755～758 m，構(gòu)皮灘為625～628 m;而后在不同頻率來水和不同年末蓄能條件下，從非汛期梯級和全網(wǎng)電量、調(diào)峰、火電發(fā)電份額等方面進行分析，得出年末烏江梯級蓄能消落的合理范圍為50～70億kW·h。

1.3?梯級天然來水發(fā)電能力確定

1.3.1?梯級天然來水發(fā)電能力計算原理

梯級蓄能控制圖的繪制以梯級天然來水為依據(jù)，其發(fā)電能力計算方法為：

式中：E為梯級水電站多年平均天然來水發(fā)電能力，kW·h;Qi為水電站i壩址的多年平均天然來水流量，m3/s;ri為當前梯級蓄能對應水電站i水位下的耗水率，m3/（kW·h）;t為時間，h。

1.3.2?梯級典型天然來水系列發(fā)電能力計算

中長期流域預報水量通常以多年平均年內(nèi)徑流規(guī)律進行逐月分配，綜合考慮來水頻率、電網(wǎng)消納能力等因素，選取烏江梯級多年平均天然來水量及其偏豐、偏枯2成水量作為典型來水系列進行發(fā)電能力計算。烏江梯級水電站壩址逐月多年平均天然來水量見表1。根據(jù)式（2），在年初蓄能分別為50億kW·h和70億kW·h兩種條件下計算烏江梯級各月典型天然來水系列發(fā)電能力，結(jié)果見表2。

1.4?蓄能控制圖分區(qū)及上下線繪制

由烏江梯級發(fā)電運行規(guī)則，可將全年分為3個區(qū)域：蓄能消落區(qū)（11月—次年4月）、蓄能上漲區(qū)（5—8月）、蓄能調(diào)整區(qū)（9—10月）。根據(jù)烏江梯級水電站發(fā)電運行規(guī)則和關(guān)鍵節(jié)點烏江梯級合理蓄能范圍，結(jié)合烏江梯級典型天然來水系列發(fā)電能力，由能量平衡原理確定各月末梯級正常蓄能區(qū)。根據(jù)不同時期的梯級發(fā)電運行規(guī)則，取年內(nèi)關(guān)鍵時間節(jié)點的梯級合理蓄能上限，由能量平衡原理計算典型天然來水系列對應各月末梯級蓄能上限值，連接上限值形成梯級正常蓄能區(qū)上線。根據(jù)不同時期的梯級發(fā)電運行規(guī)則，取年內(nèi)關(guān)鍵時間節(jié)點的梯級合理蓄能下限，由能量平衡原理計算典型天然來水系列對應各月末梯級蓄能下限值，連接下限值形成梯級正常蓄能區(qū)下線。梯級正常蓄能區(qū)以上區(qū)域為降低蓄能區(qū)，以下區(qū)域為增大蓄能區(qū)。梯級正常蓄能區(qū)上下線值見表3，烏江梯級蓄能控制圖如圖1所示。

2?梯級水電站蓄能控制圖應用規(guī)則

梯級水電站蓄能控制圖可作為蓄能控制約束用于調(diào)度計劃的編制。從烏江梯級蓄能控制圖中可以看出，控制圖被分為降低蓄能區(qū)、正常蓄能區(qū)和增大蓄能區(qū);正常蓄能區(qū)按照枯期1—4月、汛期5—8月、汛末和枯期9—12月分為蓄能消落區(qū)、蓄能上漲區(qū)和蓄能調(diào)整區(qū)。

2.1?正常蓄能區(qū)

枯期1—4月（蓄能消落區(qū)）：該時段內(nèi)梯級蓄能應朝著汛初目標蓄能值消落，梯級水庫應發(fā)電量包括天然來水發(fā)電能力和蓄能正常消落部分。

汛期5—8月（蓄能上漲區(qū)）：該時段洪家渡水庫一般停機蓄水，下游水庫按照天然來水發(fā)電，梯級蓄能被動上漲。梯級水庫應發(fā)電量為下游各水庫天然來水發(fā)電能力與最大發(fā)電能力二者較小值。

汛末及枯期9—12月（蓄能調(diào)整區(qū)）：該時段內(nèi)洪家渡水庫開始向下游進行補償調(diào)節(jié)，下游各水庫逐步抬升庫水位，各水庫朝著目標蓄能調(diào)整自身水位。

2.2?降低蓄能區(qū)

若蓄能在降低蓄能區(qū)，則應適當加大出力，增加發(fā)電量使蓄能回到正常蓄能區(qū)。其中：枯期梯級自上而下消落水位，應優(yōu)先加大上游水電站出力;汛期梯級先蓄下游后蓄上游，也應優(yōu)先加大上游水電站出力。

2.3?增大蓄能區(qū)

若蓄能在增大蓄能區(qū)，則應適當降低出力，減小發(fā)電量使蓄能回到正常蓄能區(qū)。其中：枯期梯級自上而下消落水位，應優(yōu)先減小上游水電站出力;汛期梯級先蓄下游后蓄上游，也應優(yōu)先減小上游水電站出力。

3?實例分析

梯級蓄能控制圖可用于中長期發(fā)電計劃的輔助編制及調(diào)整，以某年烏江梯級年度發(fā)電計劃編制為例進行說明。根據(jù)徑流預測結(jié)果，烏江各水電站預測徑流量見表4，各水電站年初水位見表5。

以梯級各水電站年初水位計算梯級年初蓄能為57億kW·h，屬于合理蓄能范圍。1—4月調(diào)度計劃，根據(jù)來水情況和蓄能控制圖，設(shè)置4月末日調(diào)節(jié)及以上水電站水位消落到汛初水電站一般水位范圍，計算蓄能為19億kW·h，而后按日調(diào)節(jié)及以上水電站按控制末水位方式均勻消落，計算各水電站月末蓄能，并根據(jù)梯級總蓄能在蓄能控制圖中的位置進行水位調(diào)整;5—8月調(diào)度計劃，洪家渡水電站停機蓄水，其余各水電站控制當前水位不變，根據(jù)來水發(fā)電，若水電站出現(xiàn)棄水，除洪家渡外優(yōu)先調(diào)整水電站出力，滿發(fā)后仍有棄水則調(diào)整控制水位重新計算，保持梯級總蓄能位于正常蓄能區(qū);9—12月調(diào)度計劃，根據(jù)9月梯級總蓄能在蓄能控制圖中的位置以及年末蓄能預期，對洪家渡水電站的水位進行均勻消落調(diào)整，保持其他水電站逐步調(diào)整至年末梯級水電站一般水位范圍，水電站采用控制月末水位方式調(diào)度。烏江梯級年度發(fā)電計劃主要參數(shù)見表6，洪家渡、東風、烏江渡、構(gòu)皮灘水電站水位、電量過程如圖2～圖5所示。

從圖2～圖5及表6可以看出，梯級主要水庫水位過程、發(fā)電過程合理，符合水電站發(fā)電運行規(guī)則，梯級月末總蓄能在正常蓄能區(qū)上下線之間，蓄能消落均勻，蓄能調(diào)整滿足預期。從梯級總發(fā)電量來看，烏江近3 a年均實際發(fā)電量286億kW·h，計算結(jié)果符合實際，同時梯級日均發(fā)電量汛期集中、枯期較少，符合電網(wǎng)消納的一般規(guī)律，年度發(fā)電計劃能夠滿足生產(chǎn)實際需求，且發(fā)電計劃編制過程簡單、實用。

4?結(jié)?論

傳統(tǒng)水庫調(diào)度圖通常采用長系列法進行繪制，對水電站實際運行中的棄水、調(diào)峰、電量控制因素考慮較少，而梯級蓄能控制圖從關(guān)鍵節(jié)點梯級合理蓄能范圍入手，能夠直觀展示梯級水電站之間的聯(lián)系，可方便地應用于梯級水電站中長期發(fā)電計劃的編制工作中。在水電站的實際運行過程中，還可隨時根據(jù)梯級的蓄能狀況對中短期發(fā)電計劃進行調(diào)整，使梯級蓄能保持在合理的區(qū)間范圍內(nèi)，以減少天然來水、電網(wǎng)負荷需求等不確定因素對水電站調(diào)度的影響，降低調(diào)度風險，使水電站在保障電網(wǎng)調(diào)度要求的同時能夠經(jīng)濟、高效地運行。

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【責任編輯?崔瀟菡】