枯期水電站經濟運行損失電量管控模型研究

陳 在 妮， 寇 立 夯， 曲 田

(1.國電大渡河流域水電開發有限公司，四川 成都 610041;2.國家能源投資集團有限責任公司，北京 100034)

0 引 言

四川是中國最大的水電能源大省，總發電裝機容量9 980萬kW，其中水電裝機占比就達到80%。近幾年，受投產裝機增速大于電力需求增速、送出通道受限等客觀因素影響，出現了汛期大規模棄水現象。但同時，由于水電站特殊的來水時空分布特性，汛期集中來水豐沛，占全年來水量70%，發電能力富余。而枯水期來水偏枯，供不應求，造成了電力供應“汛余枯缺”的不匹配現象。因此，在枯水期，對于四川電網的電力供應來說，水電是非常寶貴的電力資源。在來水有限的情況下，通過優化調度、經濟運行管控，可有效提高水能利用率近5%～8%，對保障電網供電安全、提高發電企業發電量創收，都有著重大的意義[1～2]。傳統的經濟運行管控，在以水定電“非棄水”模式下，水電企業的管理基本上都提出了以抬高運行水頭、提高機組運行效率為手段，以降低耗水率為目標的考核目標[3～5]。傳統管理指標只有結果指標，并沒有提出造成結果的具體影響因素以及各因素影響程度，同時也沒有量化地、直觀地為管理者提供決策依據。

本文以“非棄水”模式為前提，擬提出水電站損失電量管控模型，找出損失影響因子，提出各損失影響電量及因子關聯占比的計算方法，量化地、直觀地為實時調度人員提供準確指導，更能為管理者提供經濟運行管理決策依據，及時找到問題，提出針對性措施，優化經濟運行指標，增發電量。

1 損失電量分析

1.1 理論電量

為了量化分析損失電量，提出參照目標值，即理論發電量概念。理論指在有效來水量、來水過程情況下，水電站理論能發出的最大電量。根據電站調節性能不同，分別制定季調節及以上、徑流式等代表性電站理論發電量計算模型。總體思路是按照優化調度方案、水位過程計劃、理論耗水率等為理論目標，尋求計算在實際來水過程下的最大發電能力。

(1)徑流式水電站理論發電量：①確定理論最優運行水位，對于日調節性能及以下的水電站，理論上水位穩定維持在最高正常蓄水位附近運行最優，但在實際運行中，應根據電站自身調蓄性能、上游來水波動率，確定一個在保證安全且不棄水的前提下的壩前最優平均運行水位，一般來說水庫調節系數越大，上游來水波動率越小，最優運行水位越接近最高運行水位; ②理論最優運行水位減去實際壩下水位得到理論水頭，通過理論水頭查得理論最優耗水率；③根據逐日實際發電用水量，計算理論發電量。

式中Eo為理論發電量，Wr為實際發電用水量，εo為理論最優耗水率。

(2)季調節及以上電站理論發電量：①確定最優工況下各水頭下的最優理論耗水率曲線；②結合階段性經營目標通過水庫優化調度算法，得到逐日壩上水位控制計劃，日計劃壩上水位減去實際壩下水位得到計劃水頭，通過計劃水頭查得理論最優耗水率；③通過當日實際發電用水量除以理論最優耗水率得到理論發電量。

1.2 損失電量分類

通過過理論與實發電量對比得出損失電量，將“非棄水”模式下的損失電量劃分為水頭損失電量、旋備損失電量、低效損失電量等三類。一般情況下，水頭、旋備都有實時采集值，對應的損失電量可以用數據公式直接算出。低效損失電量因受機組的開機組合方式、運行效率區間、開機率等非直接量化指標影響，存在量化的不確定性，為此除去水頭、旋備損失電量以外的損失電量，均可歸為低效損失電量。

式中ω為總損失電量，εr為實際耗水率，ωh為水頭損失電量，ωs為旋備損失電量，ωe為低效損失電量。

2 損失計算方法

2.1 水頭損失電量

本文水頭損失電量，是指在實際調度過程中，徑流式電站低于最優運行水位或季調節性電站沒低于理論計劃運行水位運行，造成的水頭損失。

式中εhr為實際運行水頭下對應理論最優耗水率。

2.2 旋備損失電量

本文旋備損失電量，是指為配合電網安全發電需要，機組空載或空轉或僅帶最低負荷而造成的電量損失。

式中t為旋備時間，Qs為機組空載流量。

2.3 低效損失電量

負荷可調空間較大的機組，參與電網調峰調頻的電站，機組經常性低負荷率運行，機組運行效率低，導致耗水率增大，造成隱性損失電量。

ωe=ω-ωh-ωs

3 案例計算分析

3.1 分類型電站損失電量影響因子關聯度分析

電站的損失電量，受電站自身特性(水頭高低、調節性能)以及市場環境等因素不同而有所差異，對各因子的關聯度也不同。為此，筆者選擇大渡河公司所屬水電站，分別取三座有代表性水電站按上述分類及計算方法進行測算。電站A具有不完全年調節性能，高水頭，單機容量大，6臺機組投AGC參與電網深度調峰調頻，汛前消落汛末回蓄，水位可調節空間60 m；電站B，日周調節，高水頭，單機容量大，4臺機組投AGC參與電網深度調峰調頻，水位可調節空間10 m；電站C，日調節，低水頭，單機容量小，水位可調節空間6 m，參與電網調峰調頻較少。三座水電站近3年枯水期累計損失電量計算結果如表1所示。

表1 三座典型水電站近2016～2018年累計損失電量分析表

通過表中的計算結果可以看出，無論是損失電量絕對值還是關聯占比而言，裝機大、參與電網深度調峰調頻的電站電量損失都最嚴重。對于A類型電站，低效運行占比最大，水頭損失占比次之，也就是參與電網深度調峰調頻、機組長期低負荷率低效運行造成的損失占比55%，年度水位控制過程不優造成的損失占比33%。對于B類型電站，機組低效運行造成的損失占比更是達到了81%，因本身電站屬于高水頭電站，水位影響占比相對較小。對于C類型電站，水頭與低效運行影響大致各站一半。以上分析可以看出，A和B電站作為電網的主力調峰調頻電站，在為保障電網安全運行的做出貢獻的同時，也造成嚴重的低效損失電量，兩站每年因長期低負荷低效運行導致的損失電量達6.36億kWh，占枯期總發電量近9%。

3.2 損失電量時間尺度分析

為了更好地評價電站在經濟運行水平變化情況，對A電站和C電站近三年逐年的損失電量進行趨勢分析。從表2和表3可以看出，兩站電量損失率呈上升趨勢，且水頭、旋備和低效損失電量總體也都呈上升趨勢，表明兩站的經濟運行水平呈嚴重的下降趨勢，一方面表現出客觀外部市場環境愈加惡劣，同時也暴露經濟運行內部管理上的問題。

表2 A電站水電站2016～2018年逐年損失電量走勢表 單位：萬kWh

表3 C電站水電站2016～2018年逐年損失電量走勢表 單位：萬kWh

4 分類損失電量小指標管控運用

造成上述影響損失電量的原因，有來自市場環境變化的客觀因素，也有來自內部管理的主觀原因，如何利用結果驅動并發揮各級各層的主觀能動性，通過協調優化外部環境、實時精細化調度，最終減少損失電量、增加發電收益是水電企業的經營之本。因此，有必要基于損失電量建立一套枯水期經濟運行指標管控模型，納入到日常經濟運行考核體系。

以調度班組考核指標為例，在枯期“以水定電”模式下，經濟運行指標管控模型中，增加電量損失率作為考核指標，重新優化考核權重，促進調度班組積極爭取精細調度，抬高運行水頭，負荷率較低時及時申請加負荷或停機減少旋備，減少低負荷運行時間。

表4 枯期經濟運行指標管控算例表

從表4可以得出評價：調度三值雖然發電量排名靠后，但是在水頭損失、低效損失控制方面得分高，通過減少損失電量達到了增發目的。在“減少損失電量”為考核導向下，可以積極地引導調度人員開展相應的減損工作，達到公司的經營目的。以A電站為例，通過損失管控模型的運用，經濟運行指標顯著提升，2019年電量損失率降低至12%，較前期降3個百分點，減少損失電量1億kWh，增效顯著。

5 結 語

根據四川特殊電力市場環境，因地制宜，采用枯水期水電站損失電量的分類及計算方法，可以為管理層以及調度層提供經濟運行過程管理支撐，找出“損失電量”原因提供了一套直接、簡便、直觀的手段。

通過典型電站損失因子關聯度分析，直觀地反映出大型調峰調頻電站為保障電網安全運行做出了巨大的電量損失貢獻，此類型水電企業應從調增優先發電利用小時數、提高AGC效益補償額度等方面，加大呼吁，爭取政策支持，以補償效益損失。枯期損失電量經濟運行管控體系，在水電企業經濟運行管理中運用，可有效促進員工主觀能動性，提升經濟運行水平，值得在行業推廣。