CN110378805A - 梯级水电站发电调度分级调峰方法 - Google Patents

梯级水电站发电调度分级调峰方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及梯级水电站发电调度分级调峰方法，其包括步骤(1)根据若干个受电端的典型日负荷曲线提取调峰模式；(2)在调峰电站的发电流量范围内，以调峰模式和反调节电站不弃水为约束条件，提出第一阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法；和(3)以满足梯级两坝间和梯级下游河道河流流态要求为约束条件，对调峰初始方案进行修正，第二阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法。所述方法基于综合利用需求而建立，为指导梯级电站联合调峰的实际运行提供了技术支撑。

Description

梯级水电站发电调度分级调峰方法
技术领域
本发明属于水利水电工程管理和电力系统发电优化调度的交叉领域，特别是涉及一种基于综合利用需求的梯级水电站发电调度分级调峰方法。
背景技术
充足的调峰能力是保证电网安全、稳定运行至关重要的条件。随着风电、光伏等新能源大规模接纳入网，加上电网用电负荷的逐年增加，充足、高效的调峰电源对维护区域电网的安全、稳定、优质、经济运行至关重要。水电是清洁可再生能源，水电机组因其具备快速启停、能灵活适应负荷变化等特点，成为电力系统调峰、调频、调相的优良电源，同时，梯级水电站特别是调节性能较好的水电电源，也承担着防洪、供水、航运等其他综合利用任务，如何在梯级水电站中协调水利水电工程管理和梯级电站在适应电力系统需求的条件下，优化发电调度，对贯彻节能环保政策、保障新能源接入电网安全具有重要的现实意义。
梯级水电站联合调峰运行涉及水调、电调以及电网调度等多个部门，在复杂的综合利用需求和水力电力联系下，如何充分发挥各电站的水量、电力调节作用，协调水资源调度与电量调度部门，在满足电网调峰需求和容量需求的条件下，合理分配机组出力并控制不同时段调峰容量，是实现水能效益和水量效益的有机结合，提高电站的水能利用率和发电效益的重要手段。因此，开展基于综合利用需求的梯级水电站发电调度分级调峰方法研究，突破创新联合调峰方法、制定可操作性强的梯级调峰策略，具有重要的理论现实意义。
梯级水电站往往作为流域控制性水利枢纽工程，在流域防洪减灾、供水、生态及航运等方面发挥重要作用，流域及枢纽的综合利用需求是梯级电站发电调度及调峰运行必须满足的运行条件。同时，相比于单一水电站的短期调峰运行，梯级水电站联合调峰存在水力联系复杂、影响因素众多、上下游协调难度大等技术难题。一方面，若上游的调峰电站和下游反调节电站出力和发电流量未能充分协调、科学控制，可能出现调峰幅度超出反调节电站调蓄能力、下游电站出现弃水的现象；另一方面，水电站执行电网调峰、调频任务时，发电流量陡涨陡落易引起下游河道水位流量波动，对梯级下游和两库区间内的引水灌溉、河道通航和生态环境等水利水电工程管理要求产生影响。
现有技术中，申请号为201410301613.9的中国专利公开了一种耦合调峰和通航需求的梯级水电站多目标优化调度混合搜索方法，该方法着眼于解决电站调峰和通航多个调度目标之间的矛盾，以提高计算求解效率和获得可行计算结果为目标，得到一种新的计算搜索方法；而申请号为201611070380.1的中国专利则公开了一种基于电量控制的梯级水电短期调峰模型及求解方法，该方法提供了将日电量逐步分配至电站出力过程的计算求解方法。关于调峰的方法目前已经有很多报道，但都存在以下几方面问题：(1)对水库综合利用需求考虑不足，往往只考虑电站本身运行约束条件，对于水利水电工程管理中的供水、生态及航运等多因素方面涉及较少；(2)对于梯级电站调峰运行时的耦合约束、调度协调考虑不充分，针对反调节电站对上游电站的制约作用尚未见诸报道；(3)现在公开的调峰方法主要集中于理论层面研究和计算方法上改进，且所得计算结果均为某一计算条件下的孤立计算结果，没有形成面临时段不同运行环境下的通用调度规则，难以指导水库管理部门的实际生产运用。
因此，如何形成一种综合考虑多种影响因素，切实反映梯级上下游影响制约，形成实用性强且具备通用性的调峰调度规则方法，对电力系统发电优化调度都是有重大意义的。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术中存在的问题，提供了一种梯级水电站发电调度分级调峰方法，采用此方法能全面考虑上下游梯级调蓄能力不匹配造成的弃水调峰问题、梯级两坝间及梯级下游通航稳定性、梯级下游生态需水、和电站机组稳定运行等因素对梯级水库调峰的影响，根据上下游水库在不同发电流量情况下对应的弃水情况、河道流态等水库及河道运行状态，制定梯级水电站分级调峰调度规则，为指导梯级电站联合调峰的实际运行提供技术支撑。
本发明所述梯级水电站发电调度调峰方法包括以下步骤，
(1)根据受电端的典型日负荷曲线提取调峰模式；
(2)在调峰电站的发电流量范围内，以调峰模式和反调节电站不弃水为约束条件，提出第一阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法；
(3)以满足梯级两坝间和梯级下游河道河流流态要求为约束条件，对调峰初始方案进行修正，得到第二阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法。
进一步地，所述典型日负荷曲线为“时段-相对负荷率”曲线，其中相对负荷率为当前时段负荷与日内最大时段负荷的比值。
进一步地，所述步骤(2)包括以下分步骤，
(2.1)梯级水库综合用水需求分析；
(2.2)调峰电站发电流量范围的确定；
(2.3)计算梯级水电站的最大调峰幅度；
(2.4)以反调节电站不弃水为约束条件，得到梯级水电站的调峰范围；
(2.5)提出第一阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法。
进一步地，所述发电流量范围的下限为综合用水需求、上限为电站满发流量。
进一步地，所述步骤(2.3)中，对发电流量范围和电站运行水位进行均匀离散后，计算步骤(1)所得调峰模式下的最大调峰幅度。
进一步地，所述步骤(3)中，采用数学模型或物理模型对电站下泄流态进行模拟分析，获得满足梯级两坝间和梯级下游河道河流流态要求的调峰幅度，从而对调峰初始方案进行修正。
进一步地，所述数学模型是采用一维水力学模型对电站调峰下泄的非恒定流进行模拟分析。
进一步地，所述物理模型是通过复制与原型相似的周界条件和动力学条件的模型中进行试验，以研究河流在自然情况或在建筑物作用下的水流变形。
本发明的有益效果：
本发明所述梯级水电站发电调度分级调峰方法能全面考虑上下游梯级调蓄能力不匹配造成的弃水调峰问题、梯级两坝间及梯级下游通航稳定性、梯级下游生态需水、和电站机组稳定运行等因素对梯级水库调峰的影响，根据上下游水库在不同发电流量情况下对应的弃水情况、河道流态等水库及河道运行状态，制定得到基于综合利用需求的调峰方法，为指导梯级电站联合调峰的实际运行提供技术支撑。
附图说明
图1为本发明所述梯级水电站发电调度分级调峰方法的获取流程图；
图2为本发明所述典型负荷对应梯级水电站的调峰模式函数图；
图3为本发明实施例1所述区域A电网典型日负荷曲线；
图4为本发明实施例1所述区域B电网最大负荷日典型负荷曲线。
具体实施方式
下面结合附图详细说明本发明的实施情况，但它们并不构成对本发明的限定，仅作举例而已。同时通过说明使本发明的优点更加清楚和容易理解。
本发明以梯级水电站受电端电网负荷需求特性为切入点，系统分析各受电电网典型日负荷曲线，提出梯级水电站参与系统调峰的调峰模式；在此基础上，采用两阶段计算方法，提出梯级水电站发电调度调峰方法：
第一级阶段，综合考虑梯级下游河道需水、上、下游电站调蓄能力的差异性以及电站机组稳定运行，以上游调峰电站参与电网调峰运行后下泄流量经反调节电站调蓄后是否弃水为控制条件，提出梯级水电站联合弃水和不弃水调峰的运行范围；
第二阶段，在第一阶段不弃水调峰的运行范围内，进一步分析调峰电站不同调峰幅度对于上下游两坝间及梯级下游河道流态的影响，以满足通航、取用水等任务要求的水位变幅、流态等水力要素为控制条件，进一步细化分解梯级电站联合调峰运行范围，得到梯级水电站发电调度调峰方法。
图1为本发明所述梯级水电站发电调度调峰方法的流程图，其具体实现步骤如下：
(1)根据受电端典型日负荷曲线提取调峰模式
分析受电端典型日负荷特性、提取电站联合调峰模式，开展梯级水电站分级调峰调度的基础。大型梯级水电站通常由200、500、800kV输电通道接入变电站或将电力直接输送至区域电力系统，因其受电端电力消纳区域的负荷需求不同，往往存在一个或多个不同的电网典型负荷。
(1.1)受电电网的负荷特性分析
分析梯级水电站所在受电电网i的用电负荷组成、供电能源结构、季节气候变化，提出为满足该电网用电需求的典型日负荷曲线，作为梯级水电站发电模式的参照标准，其数学描述包括峰荷时间、谷荷时间、峰平比例、谷平比例等特征参数。
其中，tPeak为峰现时间，ΔtPeak为峰荷持续时间，tValley为谷现时间，ΔtValley为谷荷持续时间，ηPeak为峰平比，ηValley为谷平比，αt为日内第i时段的相对负荷率，由当前时段负荷需求Dt与日内最大时段负荷Dmax比值计算可得，日内调峰时段数T一般取24(1hour)或96(15min)，t取值范围在1～T间。
(1.2)针对受电电网负荷特性的梯级水电站发电调度调峰模式
水电站参与电网调峰，其出力过程需满足电网负荷需求。根据梯级水电站参与电网调峰作用和位置，按照水电站出力与电网负荷特性相匹配的原则提取梯级水电站调峰模式，则梯级水电站参与电网i的调峰模式目标函数如式(2)和图2所示。
modeli＝f(loadi)＝{β1,β2,…,βt,…,βT-1,βT} (2)，
其中，β为电站参与电网i的调峰模式相对负荷率。
(1.3)面向若干个受电端的梯级水电站联合调峰模式集合
当梯级水电站面临向多个电网供电调峰时，需在上述(1.2)基础上，分析梯级水电站所在各个电力系统的接入方式和各受电电网的负荷特性，通过比较多个受电端典型日负荷曲线的一致性和差异性，提出梯级水电站参与多个受电电网联合调峰的调峰模式集合，如式(3)所示，包含M个调峰模式：
Model＝{model1,model2,…,modeli,…,modelM} (3)。
(2)第一阶段分级调峰——在调峰电站的发电流量范围内，以调峰模式和反调节电站不弃水为约束条件，提出第一阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法
(2.1)梯级水库综合用水需求分析
梯级水电站在发电调度时需满足水库所在流域防洪减灾、供水、生态及航运等方面梯级水库综合利用需求。为此，搜集分析梯级水库下游城镇生活取水、工农业用水等河道外用水，以及水生生物和生境维持的生态流量、满足下游河道通航所需流量等河道内用水，取各目标综合用水需求最大值，作为发电调峰用水的发电流量约束：
q综合利用≥max[min(q生活)，min(q生产)，min(q生态)，min(q航运)，…] (4)。
(2.2)调峰电站的发电流量范围确定
在电站短期调峰运行，当运行水位一定时，电站调峰幅度主要由发电引用流量确定，因此采用发电流量作为电站调峰运行计算的决策变量。根据调峰电站最大发电引用流量及梯级电站下游河道综合用水需求，确定电站调峰运行时发电流量范围：①调峰最大发电流量为电站满发流量，由调峰电站自身工程特性决定；②调峰最小发电流量取水库综合用水需求最大值。电站调峰运行时发电流量范围确定方式为：
q∈[Qmin,Qmax]，其中，
(2.3)计算梯级水电站的最大调峰幅度
(2.3.1)以发电流量q为决策变量，在电站运行发电流量范围内进行均匀离散，电站运行水位z在水库正常蓄水位和汛限水位(死水位)之间均匀离散。
(2.3.2)结合步骤(1)中计算提出的梯级电站调峰模式，计算上游调峰电站不同发电流量、水库运行水位和调峰模式条件下电站日出力过程，进而求得相应的最大调峰幅度；
(2.4)以反调节电站不弃水为约束条件，计算梯级水电站的调峰范围
由于调峰电站和反调节电站调蓄性能存在差异，当调峰幅度过大时会超过下游反调节电站库容调节能力，从而产生弃水。因此，以梯级联合调峰运行是否产生弃水为控制条件，提出第一阶段满足梯级下游河道综合用水需求的不弃水调峰范围。
上游调峰电站下泄流量作为下游反调节电站入库流量，偏安全考虑下游反调节电站从死水位起调，计算弃水流量；
统计分析不同运行工况下不弃水调峰范围和弃水调峰的临界运行条件，找到不同水库运行水位、发电引用流量条件下对应的不弃水调峰时的最大调峰幅度，从而得到第一阶段满足梯级下游河道综合用水需求的不弃水调峰范围。
(2.5)提出第一阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法
得到第一阶段满足梯级下游河道综合用水需求的不弃水调峰范围后，可以按照以下方式对梯级水电站实施调峰：
①当调峰水电站的调峰幅度超过不弃水调峰范围，下泄水量超过反调节水电站调节能力，将造成电站弃水，此时建议梯级水电站不参与调峰运行；
②当调峰水电站的调峰幅度在不弃水调峰范围内，但反调节电站尚不能实现完全反调节，应控制电站调峰幅度在不弃水调峰范围内，超出范围将造成弃水；
③当调峰水电站的调峰幅度在不弃水调峰范围内，且反调节电站可完全实现对上游水库的反调节运行，此时梯级水电站可在满足机组稳定运行要求的条件下，充分参与电网调峰运行；
④当调峰水电站的调峰幅度在不弃水调峰范围内，但水电站发电流量过小，机组将会长期处于禁止运行区，可能出现机组振动加剧的情况。此时不应参与调峰运行，同时在增减负荷过程中应尽快越过不稳定区，以保证机组安全运行。
(3)第二阶段分级调峰——以满足梯级两坝间和梯级下游河道河流流态要求为约束条件，对第一阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法进行修正，得到第二阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法。
(3.1)梯级两坝间和梯级下游河道河流流态要求分析
梯级两坝间和梯级下游河道河流流态要求是指当梯级电站承担航运、供水、生态等任务时，对梯级两坝间和梯级下游河道河流流态存在约束要求，如航运调度时下游河道单位时段内水位变幅需满足通航要求，下游供水时梯级下泄后抬升下游水位需满足下游引水工程的取水高程要求等。因此，第一阶段调峰满足梯级下游河道综合用水需求的调峰范围主要以满足梯级水库下游河道对流量功能需求，本阶段将在满足流量需求的基础上，进一步分析梯级两坝间和梯级下游河道河流流态的运行要求：
①航运流态要求：当梯级水库具有航运任务等河流流态要求时，梯级两坝间和梯级下游河道水位变幅需满足通航要求，为满足梯级水库下游及两坝间河道通航安全，一般将变幅作为通航安全的衡量标准；
②下游取水要求：当梯级下游存在具有供水任务的引水工程时，梯级水库下游流态需满足引水工程取水高程的约束条件，从而满足下游生活用水需求。
(3.2)满足河道河流流态要求的梯级电站调峰范围计算
(3.2.1)为分析水电站不同调峰幅度对航运的影响，可采用数学模型和物理模型对电站下泄流态进行模拟分析：数学模型可采用一维水力学模型对电站调峰下泄的非恒定流进行模拟分析，物理模型是通过复制与原型相似的周界条件和动力学条件的模型中进行试验，以研究河流在自然情况或在建筑物作用下的水流变形。数学模型采用的一维非恒定流的偏微分方程组(圣维南方程组)为：
式中：Q为流量，Z为水深，q为单位河长的旁侧入流，V为断面平均流速，t为时间，x为水流方向上的河长，g为重力加速度，F为过水断面面积，Sf为摩阻损失，e为局部损失系数。
采用上述模拟方法，在第一阶段提出的不弃水调峰范围内，进一步计算不同水库运行水位、发电流量和调峰模式条件下的下游水位变幅。
(3.2.2)在第一阶段提出的不弃水调峰范围内，分析不同运行工况下电站调峰引起水位变幅可满足航运要求的临界运行条件，找到不同水库运行水位、发电引用流量条件下满足梯级两坝间和梯级下游河道河流流态需求的最大调峰幅度，从而提出第二阶段满足梯级两坝间和梯级下游河道通航流态要求的调峰范围：
(3.3)得到第二阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法
得到第二阶段满足梯级两坝间和梯级下游河道通航流态要求的调峰范围后，可以按照以下方式对梯级水电站实施调峰：
①当调峰水电站超过不弃水调峰范围或引起河流流态变幅较大，将造成下游电站弃水或梯级下游水位变幅较大，此时建议梯级水电站不参与调峰运行；
②当调峰水电站在不弃水调峰和引起河流流态变幅范围内，但反调节电站尚不能实现完全反调节，应控制电站调峰幅度在不弃水调峰和引起河流流态变幅范围内，超出范围将造成弃水或梯级下游水位变幅较大；
③当调峰水电站在不弃水调峰和引起河流流态变幅范围内，且反调节电站可完全实现对上游水库的反调节运行，此时梯级水电站可在满足机组稳定运行要求的条件下，充分参与电网调峰运行；
④当调峰水电站在不弃水调峰和引起河流流态变幅范围内，但水电站发电流量过小，机组将会长期处于禁止运行区，可能出现机组振动加剧的情况。此时不应参与调峰运行，同时在增减负荷过程中应尽快越过不稳定区，以保证机组安全运行。
实施例1
本实施例为某流域上游水电站X和下游反调节电站Y组成的梯级水电站联合发电调度的应用，对于其它流域的梯级水电站联合发电调度和短期调峰运行，本方法同样具有指导意义。上游X水电站库容调节能力强，具有年调节能力，装机容量大，下游Y水电站位于X水电站下约10km，为径流式电站。X-Y梯级水电站总发电装机能力达550MW，由于X水电站在系统中主要承担调峰、调频和事故备用，Y水电站作为下游反调节梯级，可调节X水电站的下泄流量，有效提高X电站的调峰作用。
为解决X-Y梯级水电站联合发电调度时的弃水调峰、下游综合利用需求复杂等问题，本发明以梯级水电站受电端电网负荷需求特性为切入点，系统分析各受电电网典型日负荷曲线，提出梯级水电站参与系统调峰的调峰模式；在此基础上，采用两阶段计算方法，提出梯级水电站发电调度分级调峰方法：第一级阶段，综合考虑梯级水库综合利用需求、电站机组稳定运行以及上、下游电站调蓄能力的差异性，以上游调峰电站参与电网调峰运行后，下泄流量经反调节电站调蓄后是否弃水为控制条件，提出梯级水电站联合弃水和不弃水调峰的运行范围；第二阶段，在第一阶段不弃水调峰的运行范围内，进一步分析调峰电站不同调峰幅度对于上下游两坝间及梯级下游河道的流量、流态、水位变幅影响，以满足通航要求的通航水力要素为控制条件，进一步细化分解梯级电站联合调峰运行范围；最后，综合考虑上下游梯级调蓄能力不匹配造成的弃水调峰问题、梯级两坝间及梯级下游河流流态稳定性、梯级水库综合利用需求和电站机组稳定运行对梯级水库调峰的影响，提出梯级水电站分级调峰调度规则。考虑水库综合利用需求的X-Y梯级水电站发电调度分级调峰方法，按如下步骤进行：
(1)根据两个受电端的典型日负荷曲线提取调峰模式
汛期，X-Y梯级水电站发电量主要地区A消纳，剩余电能通过500kV输电线路向区域B电网输送，而在非汛期，期间则主要在区域A电网消纳。因此，X-Y梯级水电站参与了区域A电网和区域B电网两电网的调峰运行。
(1.1)受电电网的负荷特性分析
区域A电网电力负荷呈现出明显的日周期性，日负荷曲线中日峰、晚峰和日谷的区分较为明显，随着调温负荷在总负荷中所占的比重较大，最大负荷日一般出现在夏、冬季两季。区域B电网日负荷特性参数在季节分布上的特点是夏季大、冬季小；日负荷曲线形状的特点是早晚双高峰，一般情况下晚高峰为日最大负荷，夏季日最大负荷从晚高峰向午高峰转移的趋势明显。
(1.2)针对受电电网负荷特性的梯级水电站发电调峰模式
通过分析区域B电网和区域A电网最大负荷日典型负荷曲线，提出X-Y梯级电站调峰模式A和区域调峰模式B：
①调峰模式A：8:00～12:00和14：00～18：00为早峰，负荷低谷出现在23:00～次日7:00，其它时段为腰荷时段(平段)，共8小时峰调峰。
②调峰模式B：8:00～12:00为早峰时段，18:00～22:00为晚峰时段，负荷低谷出现在23:00～次日7:00，其它时段为腰荷时段(平段)，峰谷腰负荷时间各占三分之一。
(1.3)面向两个受电端的梯级水电站联合调峰模式集合
分析X-Y梯级水电站所在区域A电网、区域B电网的接入方式和两电电网的负荷特性，提出了针对各受电电网典型日负荷特性的梯级电站调峰模式，如上所述，调峰模式A和调峰模式B目标函数为：
从而X-Y梯级水电站面向两个受电端的梯级水电站联合调峰模式集合为：
Model＝{modelA,modelB}
(2)第一阶段分级调峰——在调峰电站的发电流量范围内，以调峰模式和反调节电站不弃水为约束条件，提出调峰初始方案
(2.1)梯级水库综合用水需求分析
X-Y梯级水电站在本流域内需满足供水、生态、航运等综合利用需求。生产、生活用水部门主要是下游竹山县城，取水流量分别为0.19m3/s和0.3m3/s。水库下游应维持的生态用水流量为16.4m3/s。综合上述因素，取综合用水需求最大值为16.9m3/s。因此，X-Y梯级水电站联合调峰运行时调峰最小发电流量不应低于16.9m3/s。
q综合利用≥max[min(q生活)，min(q生产)，min(q生态)，]
＝max[16.4,(16.4+0.19),(16.4+0.3),(16.4+0.19+0.3)]
＝16.9
(2.2)调峰电站发电流量范围的确定
将水电站发电流量作为电站调峰运行计算的决策变量。根据调峰电站最大发电引用流量及梯级电站下游河道综合用水需求，确定电站调峰运行时发电流量范围：①X电站最大发电流量为电站满发流量680m3/s；②调峰最小发电流量为综合考虑X-Y梯级下游综合用水需求的16.9m3/s。为此，电站调峰运行时发电流量范围为：
q∈[Qmin,Qmax]＝[16.9,680]
(2.3)计算梯级水电站的最大调峰幅度
(2.3.1)以发电流量q为决策变量，在电站运行发电流量[16.9，680]m3/s范围内，以10m3/s为步长进行均匀离散，电站运行水位z在水库正常蓄水位355m和死水位330m之间，以5m为步长均匀离散；
(2.3.2)结合步骤(1)中计算提出的调峰模式A和调峰模式B，计算X电站不同发电流量、水库运行水位和调峰模式条件下电站日出力过程，X水电站下泄流量作为下游Y水电站入库流量，进而求得X水电站最大调峰幅度，即梯级电站弃水调峰时的X水电站最大调峰幅度，以及相应弃水流量。考虑到计算数据较多，表中仅列出发电流量间隔100m3/s时的计算成果。
表1弃水调峰的X水电站最大调峰幅度(调峰模式A)
表2弃水调峰的X水电站最大调峰幅度(调峰模式B)
(2.4)以反调节电站不弃水为约束条件，得到梯级水电站的调峰范围
由于X电站和Y电站调蓄性能存在差异，当X电站调峰幅度过大时会超过Y库容调节能力，从而产生弃水。因此，以X-Y梯级联合调峰运行产生弃水为控制条件，提出第一阶段满足梯级下游河道综合用水需求的不弃水调峰范围和弃水调峰范围的步骤为：
统计分析不同运行工况下不弃水调峰范围和弃水调峰的临界运行条件，找到不同水库运行水位、发电引用流量条件下弃水流量为0时的最大调峰幅度，即为不弃水调峰时的最大调峰幅度，从而提出第一阶段满足梯级下游河道综合用水需求的不弃水调峰范围和弃水调峰范围。
表3不弃水调峰的X水电站最大调峰幅度(调峰模式A)
表4不弃水调峰的X水电站最大调峰幅度(调峰模式B)
对比表1、表2和表3、表4可知，以反调节电站不弃水为约束条件，调峰电站的调峰幅度在其最大调峰幅度范围内得到限制和缩小。这是由于当电站调峰幅度大于表3、表4所示不弃水调峰幅度时，虽然调峰幅度可继续增加，单会造成下游反调节电站弃水，从而降低了梯级电站的水资源利用效率；当电站调峰幅度在表3、表4所示范围内时，梯级电站可避免无益弃水和水资源浪费，提高水资源利用效率。
(2.5)提出第一阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法
对比分析第一阶段满足梯级下游河道综合用水需求的不弃水调峰范围和弃水调峰范围差异，可以按照以下方式对X-Y梯级水电站实施调峰，即得到第一阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法。
①当X水电站日均发电流量大于500m3/s调峰运行时，下泄水量超过Y电站调节能力，将造成Y电站弃水，此时建议X水电站不参与调峰运行；
②X水电站日均发电流量在300～500m3/s调峰运行时，应控制X调峰幅度在不弃水调峰范围内；当X调峰幅度大于不弃水调峰幅度时，将超出Y电站库容调节能力，造成弃水。例如，在调峰模式A下，当X水电站运行水位350m、发电流量400m3/s时，控制调峰幅度在36.80万kW以内，梯级电站可避免弃水，当调峰幅度超过36.80万kW，将造成Y电站弃水；
③X水电站日均发电流量小于70～300m3/s调峰运行时，Y水电站可完全实现对X的反调节运行，此时X电站可在满足机组稳定运行要求的条件下，充分参与电网调峰运行；
④X水电站日均发电流量小于70m3/s调峰运行时，机组将会长期处于禁止运行区，可能出现机组振动加剧的情况。此时不应参与调峰运行，同时在增减负荷过程中应尽快越过不稳定区，以保证机组安全运行。
步骤3：第二阶段分级调峰——以满足梯级两坝间和梯级下游河道河流流态要求为约束条件，对调峰初始方案进行修正，得到梯级水电站发电调度调峰方法
(3.1)梯级两坝间和梯级下游河道河流流态需求分析
由于X-Y梯级水库具有航运任务要求，梯级两坝间和梯级下游河道水位变幅和流态需满足通航要求，为此，在步骤2得到综合利用需求中流量要求的调峰范围内，进一步考虑满足梯级电站下游及两坝间河道通航安全，将水位变幅作为通航安全的衡量标准分析河流流态要求。
①航运流态要求：梯级下游河道船舶安全运行允许水位变幅为日变幅不超过3m；由于X-Y梯级距离较近，两坝间无水流流态约束要求。
②下游取水要求：由于梯级下游取水工程可满足不同河流流态条件下取水要求，因此梯级正常下泄流量均可满足下游生活用水取水高程要求。
(3.2)满足河道河流流态要求的梯级电站调峰范围计算
(3.2.1)X水电站进行调峰运行时，其下泄的非恒定流将对航运产生一定的影响，而Y水电站在X水电站承担系统调峰进行日调节时进行反调节，使梯级水库下游的水流条件得到一定程度的改善。为分析水电站不同调峰幅度对航运的影响，本次研究采用一维非恒定流的偏微分方程组(圣维南方程组)的数学模型，计算第一阶段不弃水调峰范围内不同水库运行水位、发电流量和调峰模式条件下的下游水位变幅。
(3.2.2)在第一阶段提出的不弃水调峰范围内，找到调峰运行引起下游水位变幅可满足航运要求的临界范围，即梯级下游河道水位变幅为日变幅不超过3m的最大调峰幅度，得到第二阶段满足梯级两坝间和梯级下游河道通航流态要求的调峰范围。
表5满足河流流态要求的X水电站最大调峰幅度(调峰模式A)
表6满足河流流态要求的X水电站最大调峰幅度(调峰模式B)
对比表3、表4和表5、表6可知，以梯级两坝间和梯级下游河道河流流态要求为约束条件，调峰电站的调峰幅度在不弃水调峰幅度范围内得到进一步缩小。这是由于在考虑不弃水条件的基础上进一步考虑了水位变幅的约束，当电站调峰幅度大于表5、表6所示范围时，电站调峰引起的梯级下游河道水位变幅将超过3m，超出河道通航对河流流态要求，无法满足河道安全通航，影响了梯级电站正常兴利任务的执行；当电站调峰幅度在表5、表6所示范围内时，电站调峰引起的梯级下游河道水位变幅在3m以内，可满足河道通航对河流流态要求，可保障梯级电站综合兴利效益的正常发挥。
(3.3)得到第二阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法
得到第二阶段满足梯级两坝间和梯级下游河道通航流态要求的调峰范围后，可以按照以下方式对梯级水电站实施调峰，即得到第二阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法
①当X水电站日均发电流量大于500m3/s调峰运行时，将造成Y电站弃水或梯级下游水位变幅较大，此时建议X水电站不参与调峰运行；
②X水电站日均发电流量在300～500m3/s调峰运行时，Y电站尚不能实现完全反调节，应控制X电站调峰幅度在不弃水调峰和引起河流流态变幅范围内，超出范围将造成梯级电站弃水或梯级下游水位变幅较大。例如，在调峰模式A下，当X水电站运行水位350m、发电流量400m3/s时，控制调峰幅度在36.00万kW以内，梯级电站可避免弃水，梯级下流河道水位变幅不超过3m，当调峰幅度超过36.00万kW，将造成梯级下游河道水位变幅超过3m，超出河道通航对河流流态要求；
③X水电站日均发电流量小于70～300m3/s调峰运行时，此时Y水电站可完全实现对X电站的反调节运行，此时梯级水电站可在满足机组稳定运行要求的条件下，充分参与电网调峰运行；
④X水电站日均发电流量小于70m3/s调峰运行时，机组将会长期处于禁止运行区，可能出现机组振动加剧的情况。此时不应参与调峰运行，同时在增减负荷过程中应尽快越过不稳定区，以保证机组安全运行。
实施例结果表明：X水电站调峰幅度主要受到梯级电站弃水、梯级下游河流流态要求和电站机组稳定运行等方面制约；当X水电站日均发电流量较大，将造成下游电站弃水或梯级下游水位变幅较大时，建议梯级电站不参与调峰运行；当X水电站在不弃水调峰和引起河流流态变幅范围内，但Y电站尚不能实现完全反调节，应控制电站调峰幅度在不弃水调峰和引起河流流态变幅范围内，超出范围将造成弃水或梯级下游水位变幅较大；当X水电站日均发电流量较小时，且Y电站可完全实现对上游水库的反调节运行，此时X电站可在满足机组稳定运行要求的条件下，充分参与电网调峰运行，并避免机组处于禁止运行区，保证机组安全运行。因此，基于综合利用需求的梯级水电站发电调度分级调峰方法，能充分发挥梯级电站联合调峰运行时的水库调蓄作用，通过控制调峰幅度避免了梯级水库发电调度弃水，在满足水利枢纽工程管理中供水、生态及航运等综合利用需求的同时，提高水能资源的利用效率，为梯级水电站的水利水电工程管理和电力系统发电优化调度提供了重要的技术手段。

Claims (8)

1.梯级水电站发电调度分级调峰方法，其特征在于：由以下步骤获得，
(1)根据受电端的典型日负荷曲线提取调峰模式；
(2)在调峰电站的发电流量范围内，以调峰模式和反调节电站不弃水为约束条件，提出第一阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法；
(3)以满足梯级两坝间和梯级下游河道河流流态要求为约束条件，对调峰初始方案进行修正，得到第二阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法。
2.根据权利要求1所述的梯级水电站发电调度分级调峰方法，其特征在于：所述步骤(1)中，所述典型日负荷曲线为“时段-相对负荷率”曲线，其中相对负荷率为当前时段负荷与日内最大时段负荷的比值。
3.根据权利要求1所述的梯级水电站发电调度分级调峰方法，其特征在于：所述步骤(2)包括以下分步骤，
(2.1)梯级水库综合用水需求分析；
(2.2)调峰电站发电流量范围的确定；
(2.3)计算梯级水电站的最大调峰幅度；
(2.4)以反调节电站不弃水为约束条件，得到梯级水电站的调峰范围；
(2.5)提出第一阶段梯级水电站发电调度分级调峰方法。
4.根据权利要求3所述的梯级水电站发电调度分级调峰方法，其特征在于：所述发电流量范围的下限为综合用水需求、上限为电站满发流量。
5.根据权利要求3所述的梯级水电站发电调度分级调峰方法，其特征在于：所述步骤(2.3)中，对发电流量范围和电站运行水位进行均匀离散后，计算步骤(1)所得调峰模式下的最大调峰幅度。
6.根据权利要求1-5中任一项所述的梯级水电站发电调度分级调峰方法，其特征在于：所述步骤(3)中，采用数学模型或物理模型对电站下泄流态进行模拟分析，获得满足梯级两坝间和梯级下游河道河流流态要求的调峰幅度，从而对调峰初始方案进行修正。
7.根据权利要求6所述的梯级水电站发电调度分级调峰方法，其特征在于：所述数学模型是采用一维水力学模型对电站调峰下泄的非恒定流进行模拟分析。
8.根据权利要求6所述的梯级水电站发电调度分级调峰方法，其特征在于：所述物理模型是通过复制与原型相似的周界条件和动力学条件的模型中进行试验，以研究河流在自然情况或在建筑物作用下的水流变形。
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