寶興河梯級電站優化調度的研究

張春,馬大海,田斌,施德航

(四川華能寶興河電力股份有限公司,四川雅安625000)

0 引言

寶興河系青衣江主源，發源于夾金山南麓，上游分東、西兩河，東河為主流，東河主河段長83km。東、西兩河在寶興縣城上游約2km處匯合后始稱寶興河，在與天全河、滎經河相匯后稱青衣江，寶興河長59km。

寶興河梯級電站規劃為“一庫八級”，由四川華能寶興河電力股份有限公司進行開發和運營。目前已建成投產的電站有4座，即將建成投產的有1座，待建的有3座。已投產和即將投產的5座電站，其基本情況見表1和圖1。

表1寶興河梯級現有電站參數表

1 寶興河梯級電站的主要特性分析

1.1 各電站的一些基本特性

磽磧電站擁有具備年調節能力的大型水庫，其他電站的水庫調節能力差。磽磧電站、寶興電站為高水頭電站，機組發電的單位耗水率低。磽磧電站和寶興電站都是長隧洞引水式電站，引水隧洞長度均達到了18km，整個發電引水系統的水頭損失隨流量的增大會明顯增大，對磽磧電站的運行數據進行分析計算，其發電引水系統的水頭損失約為2～21m。各電站發電量和發電用水量情況見表2。

圖1 寶興河各電站地理位置分布示意圖

1.2 磽磧電站發電的特點及其對下游各電站發電的影響

磽磧電站處于最上游的位置，其發電下泄的水流會被下游其他電站利用進行發電。磽磧電站因磽磧水庫的調節作用，在不造成棄水的情況下能夠使電站的日平均發電功率在(0，36～240MW)范圍內靈活調整，甚至是全天不發電也不會造成棄水。分析磽磧電站的實際運行負荷曲線后發現，有較多曲線底部值為零的鋸齒波形曲線，這也說明了磽磧電站的負荷可以根據需要靈活調整且具有較寬的調整范圍。

磽磧電站下泄流量的大小對于下游電站發電有以下的影響作用:寶興電站和小關子電站的發電量和磽磧電站的下泄流量關系密切；銅頭電站的發電量也受磽磧下泄流量的影響，但受影響的程度不很顯著；雨城電站的發電量受磽磧電站下泄流量的影響最小，可以忽略這種影響作用。磽磧電站對寶興電站、小關子電站的影響作用明顯:當河道天然來水不大時，如果磽磧電站發電功率大幅度變動(變動前后都有數小時的穩態運行)，寶興電站、小關子電站的發電功率就會隨之大幅變化；當天然河道來水較大時，如果磽磧電站下泄流量也比較大或者寶興電站、小關子電站有機組因故停運，寶興電站、小關子電站就會產生棄水。

2 簡化的寶興河梯級電站優化調度模型

通過以上分析和對各電站實際運行數據的分析計算，提出以下簡化的寶興河梯級電站優化調度模型:

①銅頭電站和雨城電站作為相對孤立的電站進行優化調度計算，根據上游來水預報，只進行短期優化調度，以單個電站短期內的發電收益最大為調度目標。②磽磧電站和寶興電站看做一個整體進行以年為計算周期的優化調度，以二座電站在一個調度年內總發電收益最大為調度目標。③小關子電站的優化調度需要考慮二個主要因素:西河的短期來水流量預報；寶興電站下泄流量短期預報(主要依據磽磧水庫的優化調度運行計劃)。根據以上二個因素，對小關子電站進行短期優化調度計算，以短期內小關子電站的發電收益最大為調度目標。

該簡化的調度模型將寶興河流域的電站劃分為三個部分(子系統):坐落在東河上的磽磧電站至寶興電站(含未來修建的民治電站)；位于東河和西河交匯處下游不遠的小關子電站；銅頭電站及其以下的電站(含未來修建的靈關電站、飛仙關電站)。

該簡化模型中的三個子系統有較大的相對獨立性，可以分別編寫程序進行優化調度計算，這樣有利于程序的編寫與維護和計算結果的分析與應用。進行整個梯級電站總發電收益最大的優化調度計算，只需把三個子系統之間的關聯約束條件加入到每個子系統優化調度程序中，對程序進行少量的修改即可完成。

3 磽磧水庫確定性優化調度計算

根據上述的寶興河梯級電站優化調度模型，將整個梯級電站的優化調度計算分解為相對獨立的三個部分進行，其中最重要且最具優化調度價值的部分是位于東河上的電站，其作為梯級的局部調度卻能決定整個梯級調度的優劣。在2009年末寶興電站投運后，可以結合寶興電站的實際運行狀況，將磽磧電站和寶興電站作為一個整體進行優化調度計算。目前，寶興電站尚未建成投運，本文僅對磽磧水庫--磽磧電站組成的一庫一站模型進行確定性優化調度計算，以磽磧電站年發電收益最大為計算目標。計算采用動態規劃法，在IntelVisualFortran9.1程序開發環境下編寫程序進行計算。

計算采用的原始徑流數據為:2004年1月1日以來的實測日平均入庫流量數據(此前數據不連續)。

計算采用的售電單價為:磽磧電站實際上網電價的日負荷平段價格(見表3)。

首先，以日歷旬作為計算時段進行磽磧水庫確定性優化調度計算:將2004年1月1日至2009年6月30日的磽磧水庫日平均入庫流量數據按照以旬為時段計算旬平均流量，把198個旬平均流量值作為計算的輸入數據。將水庫調節庫容離散為800等份進行計算，計算結果顯示出，在每年的4月下旬，即枯水期結束時，水庫水位都要降至最低水位2060.00m。這一特性和售電單價的時段劃分有很好的吻合性，為了提高計算精度和便于實施水庫調度，引入了“調度年、調度月、調度旬”的概念進行改進計算。

調度年、調度月、調度旬的定義:本年4月26日至下一年4月25日為調度年；上月26日至本月25日為調度月；上月26日至本月5日為上調度旬，本月6日至15日為中調度旬，本月16日至25日為下調度旬。

以調度旬作為計算時段進行計算時，利用2004年4月26日至2009年4月25日的日平均入庫流量數據，計算得出5個調度年共180個調度旬的平均入庫流量值作為程序的輸入數據。計算得出的5個調度年的年平均發電量為82906萬kW·h，年平均售電收入為2.635億元，水庫時間加權平均水位為2118.93m。

計算結果顯示，在2004至2008調度年內，各調度旬的水庫水位值和電站發電功率值都比較接近，具有很好的規律性。根據計算結果繪制出磽磧水庫優化運行的平均水位和磽磧電站平均發電功率曲線圖(圖2，該圖的時間坐標為“調度月、調度旬”)，此圖可以作為磽磧水庫實際調度運行的參照標準指導水庫調度。

圖2 磽磧水庫優化運行平均水位和磽磧電站平均發功率曲線圖

4 寶興河梯級電站優化調度的基本原則

對圖2進行分析，得出磽磧水庫優化調度的基本原則:①磽磧水庫以本年4月26日至下一年4月25日為一個調度周期，即調度年。調度年起止時刻的水庫運行目標水位為2060.00m；②4月26日至5月25日(調度月為四月)作為一個小的水庫運行周期，使水位在“2060-2070-2060”區間變化；③5月26日至7月5日期間，使磽磧電站平均發電功率小于40MW運行，要快速升高水庫水位，力求在7月6日，使水庫水位達到2115m以上；④8月16日至10月16日期間，水庫水位接近汛期限制水位(2037.5m)運行；⑤10月16日至25日，升高水位至2140.00m；⑥10月26日至12月15日，保持水位在2140.00m；⑦12月16日至次年4月25日，逐旬加大磽磧電站旬平均發電功率運行，逐漸降低水位至2060m。在此期間，前期要緩慢降低水庫水位，力求在3月6日之前，保持水庫水位高于2110m。⑧磽磧電站發電主設備適宜的檢修期為5月26日至7月15日、11月6日至次年1月15日。

5 改善寶興河梯級電站優化調度計算結果的措施

在未來數年內，寶興電站和其他三座待建電站會相繼建成發電，寶興河梯級電站的數量會不斷增加。這種變化就需要在今后很長的時間內對優化調度計算程序進行不斷地修改完善。從長期不斷改善寶興河梯級電站優化調度計算結果和不斷提高優化調度的經濟效益考慮，建議采取的主要措施為:

①對整個流域的歷史徑流量數據進行全面整理并進行深入分析，為優化調度計算提供可靠完整的數據；②對與優化調度計算有關的電站運行數據進行統計分析，將分析結果加入到優化調度計算程序中，使優化調度計算結果更接近實際；③更加精確地測定磽磧水庫的庫容曲線；④通過試驗測定磽磧電站、寶興電站的發電引水系統水頭損失與發電流量的關系；⑤對各電站機組進行效率試驗，重點進行磽磧電站水輪機效率試驗；⑥對流域內關鍵點增加高精度流量測量裝置，更準確地掌握流量特性數據；⑦加強與電網調度部門的協調，力求實現“在7月6日，將水庫水位升高至2115m以上；在3月6日之前，保持水庫水位高于2110m”，這對優化調度效果的影響至關重要；⑧計算分析得出增大汛期限制水位值(改變旬限水位曲線)和汛末短期超正常蓄水位蓄水的可行方案并實施，在確保安全的前提下多發電；⑨在不斷地積累完善優化調度程序所需的各類數據、統計分析各電站運行數據的基礎上，持續地維護改進優化調度程序的代碼，使優化調度程序的計算結果更加實用、使優化調度的收益不斷提高。

6 水庫調度工作成效的評價指標

實際的水庫調度工作是在無法準確預先知道水庫未來入庫流量的情況下，由調度人員根據事先制定的水庫調度原則和一些實際情況下達調度指令來完成的。水庫調度人員的工作好壞一般沒有明確而可靠的數值指標予以評價。如果有可靠的評價指標，就能直觀地判斷出某調度年內的水庫調度工作的好壞，這有利于激發水庫調度人員的工作積極性和創造性，最終起到提高水庫優化調度收益的目的。

在一個調度年結束后，根據該調度年內的入庫流量數據進行水庫確定性優化調度計算可以得出理論上最大的年發電收益，假定該值為M1。用該調度年內實際的日發電量乘以表3中的電價并累加可以得出虛擬的年發電收益，假定該值為M2。M2/M1是小于1的數，其值越大，說明水庫調度工作越好。M2/M1可以消除不同調度年入庫流量的差異，反映出水庫調度工作的優劣，建議采用“調度比”，即M2/M1作為水庫調度工作成效的評價指標。