沙坪二級水電站機組閘門實時協調控制策略研究

汪文元，王建華，汪廣明，黃煒斌，馬光文

(1.國家能源大渡河沙坪發電有限公司，四川 樂山 614300；2.國家能源集團大渡河流域水電開發有限公司，四川 成都 610041；3.四川大學水利水電學院，四川 成都 610065；4.四川大學水力學與山區河流開發保護國家重點實驗室，四川 成都 610065)

0 引 言

沙坪二級水電站位于大渡河規劃梯級的22級梯級的第二級，目前上接枕頭壩二級，下接龔嘴電站，電站具有日調節能力。由于電站本身水位控制區間較小、上下游水力聯系復雜、機組振動區間較大等多種原因的影響，在實際運行中機組發電流量無法匹配入庫流量變化，導致汛期電站不得不操作頻繁閘門以控制水庫水位處于安全的運行范圍，而過于頻繁的閘門操作會產生一定的安全風險。因此，研究合理的實時機組負荷分配和閘門調度控制策略對保證電站安全運行具有重要現實意義。

水電站實時調度控制策略是對短期發電計劃的具體執行調整的重要環節，國內外學者對此開展了大量廣泛的研究實踐，主要包括電站運行相關數據處理、機組間負荷分配和實時調度控制條件等方面。其中對于電站運行相關數據處理方式的研究主要包括梯級上下游不同量級流量動態的水流滯時關系[1-2]，水位-庫容曲線、尾水位-流量曲線的線性化處理[3]，不同水頭下的各機組動態振動區和電站聯合振動區分析[4-5]等內容；機組間負荷分配包括廠間負荷分配和廠內負荷分配，目前主要研究各種改進算法的應用[6-7]以及結合實際運行的各項控制條件下的控制策略[8]；在實時調度模型策略方面目前主要是基于降低模型求解復雜度、提高模型計算效率的方向進行策略構建研究[9-10]。

上述研究現狀中的主要的研究對象為梯級水電站之間的調度控制，而在實際調度運行中，梯級水電站常常不屬于同一業主，或者屬于同一業主但無法接受電網統一下達的負荷，站間無法進行負荷轉移調度。同時研究中較少考慮到閘門的操作次數的控制，因此導致計算結果泄洪流量波動較大，閘門頻繁操作以至于計算結果無法適應實際調度運行。因而對于單一電站如何通過自身調度盡量減少機組振動區的運行時間、減少閘門的操作次數的研究還存在較多空白。本文以沙坪二級水電站的實際情況為例，提出了單一電站機組閘門實時協調控制策略，以求解決沙坪二級水電站實際運行中遇到的實際問題。

1 出入庫流量動態平衡控制策略

由于實時調度對象為沙坪二級電站單一電站，僅依靠站間的機組負荷轉移和閘門調度已經無法改善閘門過度操作和機組限制區運行的問題。因此本文認為為了使沙坪電站具有自主調節機組負荷的能力，電網可賦予沙坪更大的自由調整權，若沙坪電站在實際運行中能擁有適量可自主調節的出力調整余量，并基于入庫流量預測，提前對自身出力進行主動調節，則極有可能大大減少不合格電量、減少閘門操作次數，進而提高水庫的安全穩定運行水平。

1.1 策略基本邏輯結構

該策略基本邏輯結構如圖1所示，策略以電站擁有一定的負荷調整裕度為條件。已知沙坪二級電站上游來水滯時時間約為80 min，在實時調控決策一開始，擬定輸入沙坪未來80 min的負荷計劃和當前的閘門狀態、枕頭壩過去80 min的出庫流量以及沙坪過去80 min的水位，預測沙坪電站未來80 min的水位過程。以死水位550.0 m和正常蓄水位554.0 m作為水位上下限，可根據預測的水位過程分3種情況進入不同的控制策略：當水位超過上限時，進入水位超上限控制策略；當水位低于下限時，進入水位超下限控制策略；當水位既不超上限也不超下限時，進入水位不超限控制策略。

圖1 控制策略基本邏輯結構

1.2 水位超上限控制模式

水位超上限控制模式的基本邏輯結構如圖2所示。當水位出現超上限(大于554 m)的情況，此時先考慮增加負荷，下一時刻負荷的可調整的上限為：出力能力與負荷計劃+50 MW的最小值，然后再對水位進行是否超限判定：

圖2 水位超上限控制模式

(1)如果在出力限制于負荷調整余量的范圍內，通過上調負荷能使水位不再高于554 m，則下達閘門調整、負荷調整指令，按照指令執行進入下一時刻，當前時刻末水位作為下一時刻模擬的初水位，在實際中，下一時刻的初水位來自于監測數據。

(2)如果負荷調整到上限仍然存在超上限的情況，則通過逐步加大閘門開度并重新模擬水位，直至水位不再超上限。下達閘門調整、負荷調整指令，按照指令執行進入下一時刻，當前時段末水位作為下一時刻模擬的初水位。

1.3 水位超下限控制模式

水位超下限控制模式基本邏輯結構如圖3所示。當水位出現超上限(大于554 m)的情況，此時先考慮增加負荷，下一時刻負荷的可調整的上限為出力能力與負荷計劃+50 MW的最小值，然后再對水位進行是否超限判定：

圖3 水位超下限控制模式

(1)如果在出力限制于負荷調整余量的范圍內，通過上調負荷能使水位不再高于554 m，則下達閘門調整、負荷調整指令，按照指令執行進入下一時刻，當前時刻末水位作為下一時刻模擬的初水位，在實際中，下一時刻的初水位來自于監測數據。

(2)如果負荷調整到上限仍然存在超上限的情況，則通過逐步加大閘門開度并重新模擬水位，直至水位不再超上限。下達閘門調整、負荷調整指令，按照指令執行進入下一時刻，當前時段末水位作為下一時刻模擬的初水位。

1.4 水位不超限控制模式

水位不超限控制模式基本邏輯結構如圖4所示，模擬未來80 min的水位過程中，若水位一直介于550～554 m，未出現水位超限情況，此時須進一步對水位進行判定：

圖4 水位不超限控制模式

(1)若水位出現小于551 m的情況。逐步減小閘門開度直至水位不再低于551 m或者閘門全關，若閘門全關后依舊存在水位低于551 m的情況，則在計算負荷與負荷調整余量的范圍內，減小負荷抬高水位，但不再判定減小負荷后水位是否仍然超下限(即不執行強減負荷操作)，直接下達閘門調整、負荷調整指令，按照指令執行進入下一時刻，當前時段末水位作為下一時刻模擬的初水位。

(2)若水位出現大于553.5 m的情況。直接令下一時刻的出力按計劃出力加負荷調整余量，并生產負荷調整指令，按照指令執行進入下一時刻，當前時段末水位作為下一時刻模擬的初水位。

(3)若水位一直介于551～553.5 m之間。此時需判斷上一時刻是否調整負荷，如果沒有調整，則本時刻亦不調整；如果上一時刻調整過負荷，且調整時間超過30 min，則本次負荷仍不需調整；如果上一時刻調整負荷，且調整時間未超過30 min，則按照上一次調整來執行本時段調整。最后下達閘門調整、負荷調整指令，按照本指令執行進入下一時刻，此時刻末水位作為下一時刻模擬的初水位。

1.5 策略決策基本數學模型

選擇合適的控制目標直接決定最優方案的選取。考慮到實際情況的不同，則選取的最優方案不一樣，需要設定相應的控制目標。在各個模式下的控制目標根據優先級依次為水位控制目標、閘門動作次數控制目標、耗水率控制目標、以及電站棄水量控制目標。在決策方案求解過程中也根據該優先級選擇最優的決策方案。

(1)目標一，水位控制目標是最基本的選取目標，如果水位超出水庫的范圍550～554 m，則此方案一定不能選取。同時，為了使水庫水位處于穩定狀態，水庫的綜合效益最大，需要選擇最優水庫目標。水庫目標的選取設定了兩種模式：模式一是確定最優的水位范圍，在這個范圍之內認為水位都符合要求；模式二是確定最優的水位，方案中模擬的水位越接近此水位認為方案越優。水位控制模式的選取決定水位控制目標的選取。

E1=min|Z-Zg|

(1)

式中，Zg為調度期內設定的最優水位，m；Z為控制目標的水位，m。

(2)目標二，閘門動作次數最小。在非汛期基本無閘門調整。在汛期為主要的控制目標，必須保證在汛期閘門動作次數要有明顯的下降。

E2=minCgate

(2)

式中，Cgate為調度期內閘門開動的次數。

(3)目標三，機組平均耗水率最低。即單位負荷的耗水量。這個目標即是追求總負荷最大，同時也使得總出庫流量較小，從而達到較好的經濟效益。

E3=min?

(3)

式中，?為調度期內機組的平均耗水率。

(4)目標四，電站棄水量最小。在非汛期，不應該存在棄水量。在汛期，棄水量越小，則效益越高。

(4)

式中，Dt為t時段的棄水量。

決策過程中還需要考慮電站運行時的主要約束，水電站實時優化調度計算時需要考慮的約束條件較多，包括電網、水庫、電站及其機組等多方面的約束，具體包括：

水庫水力聯系

Ii，t=Qi-1，t-τ+Si-1，t-τ+Ri，t

(5)

式中，Ii，t為i電站t時段入庫徑流；Si-1，t-τ為i-1號電站t時段棄水流量；τ和Ri，t分別為i-1與i電站間水流時滯和區間入流。

水量平衡

(6)

式中，Vi，t為i電站t時段末庫容。

電站庫容/流量/出力約束

(7)

電站出力/水位/流量變幅約束

(8)

式中，Zi，T、Zi，end分別為i電站調度期未計算水位和控制末水位；ΔPi、ΔZi、ΔQi分別為i電站t時段最大出力、水位和流量變幅。

單站負荷平衡

(9)

式中，Li為i電站承擔的有功出力設定值。

機組穩定運行限制

(10)

機組最短開停機歷時限制

(11)

1.6 策略求解思路

進行負荷和閘門開度的調整時，由于維度較少，使用窮舉法可快速準確的找到最優解。最優解的選取即按照控制目標的優先級進行依次選取。閘門的開度范圍是0～80 m，每一次調整的范圍是0.5 m。負荷的調整范圍是0～348 MW。由于沙坪水庫調度的復雜性，將負荷控制模式分為4種，以便在不同的情況下選取。

(1)模式一，固定負荷調整模式。即在調整的時間段內，負荷是某固定值。

(2)模式二，計劃偏離負荷調整模式。即在計劃負荷的基礎上確定一個固定的偏離量。計劃負荷加上偏離量為方案中的負荷。

(3)模式三，固定負荷與計劃偏離調整模式。在前幾個時段，按照固定負荷調整模式，在后時段，按照計劃偏離負荷調整模式。

(4)模式四，負荷不調整模式。不對機組負荷進行調整。負荷申報控制策略模擬的時間長度為3 h，時間間隔為5 min。首先逐個選取時間點，在此時間點之前，負荷設置為計劃負荷，閘門開度設置為閘門初始開度；在此時間點之后，窮舉機組負荷和閘門開度，并且運行此模型，獲取水庫在此時間段的運行數據，主要包括壩上水位、負荷計劃過程、閘門開度過程、發電流量、泄洪流量等數據。獲取所有方案之后，再根據相應的決策模式選擇最優的方案。

2 模擬計算

2.1 策略效果模擬

以沙坪電站2019年7月1日00∶00∶00～11月6日00∶00∶00之間(根據實測數據，2019年5 000多次閘門動作基本都發生在該時段內)的實測沙坪電站入庫流量作為流量輸入、以機組出力數據作為負荷計劃，以7月1日00∶00∶00時刻的壩前水位作為初始水位，利用實時調控策略，對整個時段內的閘門開度、出力進行滾動決策，滾動決策步長為5 min，即每隔5 min進行一次決策，每次決策將確定下一時刻的出力和閘門開度。

圖5為給出了某一負荷調整余量(±60 MW)前提下，采用本文提出的實時調控策略計算得到的沙坪壩前水位以及出力過程與實測結果的對比。從7月5日全天的水位過程來看，實時調控得到的水位變化過程趨勢與實測結果相同，而給出的7月5日全天的出力過程相對于實際出力(在本次計算中相當于計劃負荷)過程波動更大，可見實時調控策略在監測水位過程的基礎上，利用負荷調整余量對計劃負荷進行了多次調整。從整個汛期的水位過程來看，本文策略將沙坪壩前水位基本控制在551～553.5 m之間，雖然相對于實際水位波動更大，但沒有出現超出上限554.0 m或低于死水位550.0 m的情況。此外，整個汛期的出力過程波動也相對于計劃過程更大，這是本策略模型中使用負荷余量進行實時調控的結果。

圖5 實測上游水位和出力與實時調控計算結果對比

2.2 最優負荷調整余量計算

表1為給出了不同負荷調整余量條件下，實時調控決策的計算結果。可以看到，在本文給出的實時調控決策方法下，原有的±2%的負荷限制下的閘門動作門次為1 900次，而隨著負荷調整余量的增加，最終得到的閘門動作門次逐漸降低，當負荷調整余量為±50 MW時，閘門動作門次相比于±2%調整余量減少了接近一半，動作次數為1 010次，而當負荷調整余量為±150 MW時，閘門動作門次減低至580次，已十分接近負荷調整無限制的567次。

此外，對比不同負荷調整余量條件下的計算結果發現，負荷調整余量越大，則本文提出的調控策略最終的實際總發電量越大。當負荷調整余量為±50 MW時，最終調控得到的總發電量比實測數據高出2 443萬kW·h，相當于增加了約3%的總發電量；而當負荷調整余量為±150 MW時，總發電量比實測數據高出4 588 kW·h，相當于增加了約6.7%的總發電量。然而，±150 MW情況下增加的總發電量并不是最大的，顯然，在負荷調整余量為±150 MW以內存在一個最優的負荷調整余量，在減少閘門動作門次的同時增大發電效益。從表1可以看出，在本文提出的實時調控模型中，隨著負荷調整余量的增大，閘門動作門次逐漸減小，擁有110～120 MW的負荷調整余量時，得到的發電效益最高。

表1 不同負荷調整余量條件下實時調控決策的計算結果

圖6表示不同負荷余量下減少閘門動作次數的邊際效益，邊際效益即在不同負荷調整余量下增加單位負荷余量引起閘門操作減少量。可以看出，隨著負荷調整余量的增大，增加余量對于減少動閘門次的邊際效益是逐漸減小的。因此，本文認為±120 MW的負荷調整余量為沙坪電站理論上最優的負荷調整余量。

圖6 不同負荷余量對于減少閘門動作次數的邊際效益

3 結 論

本文針對沙坪二級電站實際運行中出現的出入庫流量不匹配、閘門操作過多等問題提出了機組閘門實時協調調度控制策略，利用實際運行數據進行滾動決策，結果表明，隨著沙坪電站擁有的負荷調整余量的增大，采用該策略計算得到的閘門動作門次逐漸降低，但增大余量對于減少動閘門次的邊際效益遞減，因此本研究認為本文提出的控制策略能夠有效解決沙坪二級電站的實際運行問題，且在綜合考慮發電效益和閘門操作門次的情況下，±120 MW的負荷調整余量是最優的負荷余量。