何銳鋒

（粵電新豐江發(fā)電有限責任公司，廣東 河源 517021）

新豐江水電站是由我國自行設計、自行施工、自行安裝的大型水電站。1958年7月15日正式動工，1959年10月20日下閘蓄水，1960年6月15日第一臺機組開始試運行，同年10月25日并網(wǎng)，接著2號機組（1961-10-04），3號機組（1966-05-03），4號機組（1977-12-29，當時限制出力7.25萬kW）相繼并網(wǎng)發(fā)電。新豐江水電站對應于1960年技設97%設計保證率的保證出力為11.90萬kW，多年平均發(fā)電量11.72億kW·h，1983年復核，設計保證率為95%，相應保證出力為9.00萬kW，多年平均發(fā)電量為9.00億kW·h，1991年能量指標復核，相應于設計保證率95%的保證出力為9.20萬kW，多年平均發(fā)電量為9.02億kW·h，2000年能量指標復核，相應于設計保證率90%的保證出力為9.23萬kW，多年平均發(fā)電量為8.60億kW·h，實際多年平均發(fā)電量為8.26億kW·h。隨著經(jīng)濟的快速發(fā)展，電力生產(chǎn)的供需矛盾也日見突出，在國家加大新的能源、電網(wǎng)投資、建設的同時，如何充分發(fā)揮電站的潛能，提高其水能利用率，已引起我們企業(yè)的廣泛關(guān)注。近年來，由于新豐江水電廠在省內(nèi)的裝機容量當中所占的比例逐年下降，新豐江水電廠在廣東電網(wǎng)中的作用已經(jīng)由擔任基荷轉(zhuǎn)到擔任調(diào)峰來，因此在水耗方面出現(xiàn)一些新情況，通過現(xiàn)狀分析，尋求解決廠內(nèi)經(jīng)濟運行的優(yōu)化方法，實現(xiàn)經(jīng)濟運行。

1 新豐江電廠機組現(xiàn)狀運行分析

1.1 機組啟停成本

影響機組啟停成本的因素比較復雜，可概括為三個主要方面：啟停過程中水量損失，機組維護成本增加值和設備服務年限降低引起的損失。機組啟停過程中不發(fā)電但存在耗水，并且維護成本會隨啟停次數(shù)增加，這兩部分損失可通過試驗或運行經(jīng)驗獲得。據(jù)有關(guān)研究表明，一般而言每臺機組停一次約降低運行壽命10～15 h，而每年啟動150次以上的機組運行壽命甚至降低20%，可將每啟停一次機組維護成本增加值和設備服務年限降低的成本采用下列公式可折算為水量Ci

式中QW為啟停耗水量，M為機組啟停導致的維護費用和設備壽命損失成本，η為機組設計效率，H為設計水頭，P為電站平均上網(wǎng)電價。新豐江電廠機組為保證電網(wǎng)安全和電網(wǎng)的電源質(zhì)量進行調(diào)峰調(diào)頻，開停頻繁，機組出力變化幅度大，一天時間內(nèi)，全廠最高出力達到了29萬kW，最低只有2萬kW，每臺機組開停機達到兩次以上。

1.2 機組可用性

電站實際生產(chǎn)中存在部分機組不能投入使用的情況，如機組承擔備用及檢修等，因此廠內(nèi)經(jīng)濟運行中應該考慮機組的可用性，對于不可用機組，直接令其出力為零，也可用懲罰函數(shù)的思想，對其流量—出力關(guān)系進行修正，即

式中β為機組的可用性系數(shù)：機組可用時β為零，不可用時β為1，B為懲罰量。

1.3 固定開機臺數(shù)合理負荷分配優(yōu)化經(jīng)濟運行

實行水電廠內(nèi)機組經(jīng)濟運行，減少機組在電力系統(tǒng)中旋轉(zhuǎn)備用的運行時間和機組空載運行率，在保證出力的情況下，避開機組振動區(qū)，提高單機負荷。如新豐江水電廠每臺機組的振動區(qū)一般為3萬～6萬kW，可通過減少發(fā)電機組發(fā)電，提高單機負荷率從而使新豐江水電廠的機組處于最優(yōu)工況運行，開展機組間負荷的最優(yōu)分配。當電網(wǎng)中某個電廠中機組出現(xiàn)故障時，具有AGC控制功能中調(diào)監(jiān)測監(jiān)控系統(tǒng)可使水電廠中的其他機組自動、實時地頂上去，減少了機組帶病作業(yè)的幾率。由于新豐江水電廠是廣東電網(wǎng)主要的調(diào)峰調(diào)頻電廠之一，如果通過省調(diào)度中心，調(diào)度計算機監(jiān)測監(jiān)控系統(tǒng)中的EMS和AGC控制流程可自動優(yōu)化分配機組出力任務。這樣無論是對延長機組的壽命，還是對降低發(fā)電耗水率和生產(chǎn)運行成本，都具有十分重要的作用。

由于新豐江水電廠發(fā)電控制采用AGC系統(tǒng)，開機調(diào)度權(quán)在省中調(diào)，所以只研究固定開機臺數(shù)的優(yōu)化分析，為了便于研究，故選各臺發(fā)電機組運行時間一樣的2007年3月6日的運行情況進行分析：

實際運行情況：水頭64.32 m，實際耗水率9.01 m3/s·kW·h，總最大負荷10.4萬kW，平均負荷8.18萬kW，見表1。

表1 實際運行情況表

由上面可知道，1號、3號機組可調(diào)出力和可以滿足實際最大負荷的需要。

根據(jù)最優(yōu)化調(diào)度原理，各臺機組耗水率相等時為最優(yōu)，求得耗水率為9.0 m3/s·kW·h，可見在開機臺數(shù)一定的情況下，多機組低負荷運行的最優(yōu)分配負荷引起的節(jié)水效應不明顯。提高負荷，固定1號、3號機組擔任共8.18萬kW時，水頭不變，總可調(diào)最大出力15.06萬kW，能滿足實際最大負荷10.4萬kw的情況下，最優(yōu)負荷分配比最差負荷分配的耗水率少7.47-6.88=0.59 m3/s·kW·h，有一定的降低耗水率的作用，見表2。

表2 固定機組最優(yōu)和最差負荷分配表

以上數(shù)據(jù)根據(jù)公式：Q=P/(9.81η引η水η電H)計算所得。其中Q：發(fā)電流量,m3/s；P：出力,kW；η引：引水系統(tǒng)效率系數(shù),%；η水：水輪機效率系數(shù),%；η電：發(fā)電機效率系數(shù),%；H：水頭，m。

1.4 機組負荷提高優(yōu)化經(jīng)濟運行

上游水位有所提高，下游水位與發(fā)電量也接近的情況下，水耗卻反而增加，見表3：

表3 2004年與1991年第一季度平均水位、發(fā)電量、發(fā)電用水對比表

主要原因分析：2004年3月相對1991年3月，平均負荷下降了一半；平均負荷不高，最高的3號機組才2.449 6萬kW，比1991年3月最少負荷的3號機組3.542 4萬kW還少1.046 4萬kW。而2004年3月實際負荷極不均勻，2號機組最少負荷才帶0.17萬kW(2號機組預想出力為5.8萬kW)。

負荷敏感性分析：假設水頭一定，由平均負荷變化分析其敏感性，詳見表4，表5。

表4 原負荷的耗水率情況

假設負荷提高一倍后，其耗水率將減少8.63－6.95=1.68 m3/s·kW·h

由上面計算可知道，機組負荷提高一倍后，耗水率降低1.68 m3/s·kW·h，對水電廠內(nèi)經(jīng)濟運行影響是非常明顯的。

1.5 提高發(fā)電水頭優(yōu)化經(jīng)濟運行

提高發(fā)電水頭可以降低發(fā)電耗水率，所以汛末蓄高水位對于全年的高水頭運行特別重要。由于以下三方面的原因，新豐江水庫1985年起沒有蓄至正常蓄水位。

圖1 水庫上游水位與耗水率關(guān)系圖

(1)由于新豐江電廠防洪限制水位進行分期控制的影響，水庫水位從1985年實行分期防洪限制水位以來沒有達到過正常蓄水位。分期防洪限制水位是從最不利的情況下考慮的，而實際上極少發(fā)生這樣的洪水。新豐江電廠防洪限制水位采用三期控制：4～6月份為113～114 m；7～8月份為114～115 m；9～10月份為115～116 m；10月15日～次年4月15日為116 m。新豐江電廠4～6月份為主汛期，主要是鋒面型洪水，全年最大洪水67%發(fā)生在這個期間；7～10月份為后汛期，主要是臺風型洪水，全年最大洪水17%發(fā)生在7月份，16%發(fā)生在8～9月份。115到116 m的庫容差為3.8億m3，要蓄到正常蓄水位就必須在9～10月份增加3.8億m3。而建庫后9月份的多年出庫水量為4.8億m3，所以，要蓄水到正常蓄水位必須當年是連續(xù)豐水年或平水偏豐年且9月份的來水量必須達到8.6億m3左右且前期庫水位比較高。而建庫45年只有2年滿足這個條件，分別是1961年、1984年。由于條件極難滿足，以至水庫長期不能蓄到正常蓄水位，水庫長期處于低水頭運行，造成水電廠耗水率偏高。

(2)調(diào)度中心對發(fā)電計劃的執(zhí)行力度對水位控制起決定性的作用。圖2為2007年1～8月份的發(fā)電計劃與實際發(fā)電量對比圖，從圖中可以看出，1～8月份是沒有一個按計劃發(fā)電的。

由于新豐江電廠擔任調(diào)鋒調(diào)頻，調(diào)度中心往往不能很好的執(zhí)行新豐江電廠上報的月發(fā)電計劃，造成月發(fā)電計劃和月實際發(fā)電量相差很大，如關(guān)系到水庫蓄水的5月份，電廠上報計劃為8 000萬kW·h，實際發(fā)電量為13 243萬kW·h，超計劃的65.5%。發(fā)電計劃和實際發(fā)電量這樣大的差別使得新豐江水電廠是無法控制庫水位的，也無法蓄水至正常蓄水位。

圖2 2007年1～8月發(fā)電計劃與實際電量對比圖

(3)豐水年的汛末沒有注意蓄水，造成庫水位沒有蓄至正常蓄水位就開始下降了；另一方面，在遭遇豐水年時，供水期發(fā)電量過大，造成水位過快下降，影響了水庫下一年的水庫調(diào)度。

2 指導性意見

(1)通過理論計算結(jié)果表明，新豐江水電廠近年發(fā)電耗水率大大上升的主要原因為保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，擔任了電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào)頻作用，機組啟停頻繁，多機組低負荷運行，不利于實行廠內(nèi)經(jīng)濟運行。以后2號機組或其他機組增容改造時，應根據(jù)1號水輪機增容改造成功的經(jīng)驗上（設備能量指標、穩(wěn)定性、抗空蝕性能良好，但在低出力段效率偏低），選擇轉(zhuǎn)輪時，力求建議廠家組織技術(shù)開發(fā)人員進行設計計算，尋求克服724轉(zhuǎn)輪在低出力段效率偏低缺點的措施。

(2)近年來，由于新豐江水電廠在省內(nèi)的裝機容量當中所占的比例逐年下降，新豐江水電廠在廣東電網(wǎng)中作用已經(jīng)由擔任基荷轉(zhuǎn)到擔任調(diào)峰來。所以重要的是省電力調(diào)度中心要在滿足安全的前提下，提高電網(wǎng)負荷的預測精度，從而提高機組負荷，以降低耗水率；其次，由于AGC的關(guān)系，省電力調(diào)度中心直接對機組進行控制。所以必須進行研究，使AGC程序應用計算機快速進行給定負荷優(yōu)化計算，選擇工作機組臺數(shù)和機組號，自動進行機組間最優(yōu)負荷分配，并且避開汽蝕、振動區(qū)運行，以實現(xiàn)廠內(nèi)經(jīng)濟運行。

(3)新豐江水庫多年來不能很好利用調(diào)節(jié)庫容，水庫水位大部分時間偏低運行。電廠要開展發(fā)電計劃的優(yōu)化調(diào)度，有必要請有關(guān)科研單位對水庫水位動態(tài)控制分析，在豐水年時汛期末要根據(jù)當年來水調(diào)整月發(fā)電計劃，努力提高水位，汛期末要注意抬高水位，以保證枯水期的高水位運行，通過與省調(diào)度中心密切溝通，建議省電力調(diào)度中心按照本電廠月計劃進行發(fā)電。