廣西電網源荷特性分析及水電優化調度建議

黃 馗

(廣西電網電力調度控制中心， 南寧 530023)

0 引 言

源-網-荷互動的突出表現是在多元化的能源系統空間中實現各類資源的優化配置[1]。電力系統中的電源和負荷作為源-網-荷互動框架體系的重要組成部分，根據電網負荷特性，通過優化各類電源發電，可以提高發用電資源的合理利用，提升經濟效益。近年來，國內外學者針對風電等新能源的大幅增加，開展了基于水、火、風等不同電源組合與電網負荷之間不同尺度周期下的優化調度[2,3]、源荷互動決策[4]、源荷儲系統優化策略[5]、適應源荷不確定性的優化[6]等方面的研究。但是，在源荷互動關系研究中，對大規模日調節水電群占比高、火電核電風電等電源并存運行下的水電優化調度研究較少。

目前，廣西電網統調水電站中日調節、低水頭數量占比最多[7]，廣西電網水電站拓撲圖如圖1所示。2011年前，廣西電源只有水電、火電并存，水火電間的優化調度是被研究的主要內容[8,9]，隨著風電、核電、光伏等各類電源快速增加，打破了水火二元并存的電源結構，廣西電網成為水、火、核、風、光等多種能源協調發展的復雜大電網。通過不同電源間優化調度，提高發電效益是電力調度考慮的主要目標之一[10,11]。鑒于當前廣西出現的多種電源并存的新局面，通過對水電和電網特性分析，開展其與非水電源間的差異互補優化調度研究，成為新的研究方向之一。針對以上問題，以廣西水電為主要研究對象，開展水電和負荷特性分析，提出在不同的非水電源或電網負荷變化下，水電站或水電站群在不同運行條件下非補償性和補償性的水庫優化調度策略。

1 水電特性分析

1.1 水庫調節能力弱

廣西電網直接調度的32個水電站整體調節能力差。32個水電站中除了右江具有年調節能力、西津和巖灘具有季調節能力外，其他電站的調節能力均為日調節及以下。在汛期由于巖灘汛限水位的限制和機組擴建后對運行水位的要求、西津入庫流量遠超電站滿發流量且上游右江調蓄能力有限，因此在汛期，西津和巖灘的調節能力下降到周調節及以下。

從32個水電站總的調節庫容來看，水電站總的調節庫容是59 億m3，僅相當于天生橋一級水電站(簡稱天一)調節庫容、龍灘電站調節庫容的53%。在汛期，32個水電站調節庫容累計僅有28 億m3，僅占天一可調庫容的60%、龍灘可調庫容的35%。

1.2 低水頭電站占比多

32個水電站中，有28個水電站屬于低水頭水電站，有4個為中水頭水電站，沒有高水頭水電站。

在28個低水頭水電站中，設計水頭低于20 m的有25個電站。由于大多數水電站發電水頭低、庫區產匯流時間短，所以在汛期低水頭水電站的發電能力更容易受強降雨影響而劇烈變化。低水頭水電站數量多導致汛期發電預測難度大、準確預測編制96點計劃曲線更加復雜困難。低水頭水電站或水電站群的調度對水情數據的及時性、徑流預測的準確性、水庫調度的實時性要求更高。

1.3 氣候影響因子復雜

廣西地處低緯度地區且北回歸線橫穿中部，冬季受東北季風影響，夏季受東南季風和西南季風影響。引起廣西大范圍暴雨的天氣系統主要有鋒面、氣旋、切變線、低渦、槽、臺風、副熱帶高壓和熱帶輻合帶等。

以上氣候特點使得廣西水電發電能力在豐枯季節變化明顯，同時在汛期水電發電能力受強降雨過程影響劇烈。無調節或調節能力有限的水電站，其發電能力受強降雨影響明顯。電網負荷在夏季易受暴雨、高溫反復影響而劇烈變化，在冬季受冰凍、寒潮影響而導致電網負荷豐谷差拉大。

1.4 流域入汛跨度長

根據五大流域電站運行以來的天然徑流分析，并結合氣象學意義上的入汛時間，各流域入汛時間大致如下：桂江流域3至4月入汛，柳江流域4至5月入汛，西江、紅水河、郁江流域5至6月入汛。

從以上各流域入汛時間看出，廣西五大流域，廣西桂江流域從3月開始最先入汛，其次是柳江、西江流域入汛，最后是紅水河、郁江流域入汛，總體呈現自東北向西南依次先后入汛。另外，五大流域入汛時間跨度長，從桂江流域入汛到郁江流域入汛，跨度時間長達3個月。

1.5 豐枯徑流變化大

盡管不同的氣候條件影響各流域的入汛時間和汛期結束時間，但各流域汛期的時間跨度基本一致，約6個月。下面分別以紅水河流域的巖灘電站、郁江流域的西津電站、柳江流域的紅花電站、西江流域的長洲電站、桂江流域的金牛坪電站為各流域代表站，根據各水電站的逐月入庫流量的設計值，計算各代表站汛期和枯水期的徑流總量以及豐水期徑流總量占比，如圖2所示。

圖2表明，五大流域汛期降雨量占比均在75%以上。各流域水電代表站在豐水期和枯水期的徑流量差別明顯，汛期徑流量占全年徑流量的比例高，且都在80%以上。流域代表站汛期徑流量比例與流域汛期降雨量比例基本成正相關。

2 水電調度分析

2.1 發電預測難度大

在南方電網區域，廣西是受各類天氣系統和氣候因子影響最復雜的一個省區，廣西氣象預測準確率的高低在很大程度上影響水電徑流預測和發電預測。由于廣西電網調度的水電站調節能力差、低水頭電站多、庫區產匯流時間快、洪水預見期短，這也增加了發電預測和96點計劃曲線編制的難度。

因此，對于日調節且屬于低水頭的水電站，對氣象、徑流、發電預測的精準度要求更高。如果水電站的發電預測準確性不高，由于水電站的疊加效應，就會造成水電群的實際出力與預測出力偏差較大。

2.2 電網電源多樣和負荷多變

2011年前，廣西電網統調電源只有水電和火電構成，其中水電比重47%。2011年開始，隨著風電、核電、光伏、燃氣、生物質等電源的逐步投產運行，清潔能源(未含水電)電源裝機容量大幅增加，2018年底，風電裝機容量是208 萬kW，比2011年增加42倍，年均增長1.8倍；清潔能源(未含水電)裝機容量是574 萬kW，比2011年增加116倍，年均增長2.2倍。廣西電網統調各類電源變化見圖3。

由于風電、核電、光伏在日內調度時沒有調節能力，風速或光照影響下的風電、光伏出力偏差，在短時間內只能由水電補償調度[12]。同時，由于廣西電網負荷尤其是汛期受氣象條件變化影響劇烈，風電和光伏的出力也會隨著風力或光照變化而變化，電網負荷或電源出力的偏差值在短時間內多數通過調整水電補償。

2.3 調度關系復雜

廣西電網依托南方電網西電東送大通道，形成了交直流混合運行、超高壓、大容量，水、火、核、風、光等多種能源協調發展的復雜大電網。廣西電網水電調度涉及南方電網3個省區、四級調度；南方電網區域三大水電基地之一的紅水河流域梯級水電站群分屬不同調度機構調度，在紅水河梯級9個電站中，南方電網直接調度3個、廣西電網直接調度6個；同一個水電站的發電涉及兩個省區的電力電量平衡，天一、天二、龍灘的電力電量分別按不同比例送桂送粵。此外，云電送粵、云電送桂、桂電送粵、貴電送桂在南方電網西電東送的廣西腹地相互交織。

2.4 綜合用水矛盾突出

年調節以上的水電站，一般在汛前完成水庫水位消落以騰空庫容；進入汛期，需要統籌發電與防洪的關系，在汛限水位以下開展水電調度；由于大型水庫汛末蓄滿率高低直接影響西江干流在枯水期的通航[13]以及珠江澳門和珠海的供水安全，因此在汛末需要統籌考慮大型水庫的綜合蓄水情況。

日調節及以下水電站也要考慮綜合用水需求。在枯水期，發電調度需要兼顧右江流域的生態補水、右江和紅水河流域下游火電站取水，以及電網線路檢修、突發水環境應急事件等。在汛期，發電調度主要考慮防洪、電網潮流、斷面控制等因素。水電調度需要統籌協調發電與防洪、通航等綜合用水之間的關系，還要統籌協調發電與檢修、應急等之間的關系。

3 優化調度策略建議

根據廣西水電站調節能力的不同，結合水電調度的特性規律及其影響因素，分別從水電調度周期的不同來分析水電優化調度策略[14-16]。水電優化調度策略分為兩種，一是非補償性的水電優化調度，以水電為主；二是基于補償性的水電優化調度，統籌電網和電源負荷變化，水火核風光聯合優化調度。

3.1 實時調度

實時調度是基于96點計劃曲線的基礎上開展的，電網負荷、各類電源出力的曲線更接近真實情況，只有在電網預測負荷或電源預測出力出現偏差時才進行調整。

非補償下的水電實時優化調度，即只有水電實際與預測有偏差時，以有調節能力水電群補償無調節能力水電群，實現總體供需平衡，水電群電量最大。日調節電站實時調度應用在電站開閘后水電出力受阻快速變化下的單庫實時調度，洪水前后且水電站沒有開閘、電網負荷偏差、梯級發電流量不匹配、降雨實況變化等情況下的梯級水庫群實時調度。當以上梯級電站出力調整后無法滿足供需平衡時，調整有調節能力的梯級水電群。

下達的96點計劃曲線中，因基于安全考慮下核電和部分火電機組的執行剛性、風電或光伏的不可儲存性，導致其不能補償負荷或電源出力偏差，此時只能由水電群參與補償調節。由于廣西電網紅水河梯級6個電站的比重達到60%，因此其他26個水電站多以計劃為主，一般通過調整紅水河梯級出力補償偏差。對于周調節及以上的電站來說，是在電網負荷變化、斷面控制要求、梯級用水匹配等情況下開展實時優化調度。

3.2 短期調度

由于廣西電網的負荷受短期氣象因素變化較大、風電和光伏出力的不確定性較大，所以廣西電網水電優化調度的重點是短期調度，水電群的短期優化調度是在補償電網負荷和風電光伏偏差的基礎上實現水電群發電量最大化。

當電網負荷、風電光伏出力變化處于平穩期內，并且以降雨影響為主時，適合開展以水電為主的非補償下的優化調度。因此，基于降雨實況或預報的短期優化調度適用于廣西日調節水電站，短期優化調度主要是開展洪前預泄優化調度。在洪水消退過程中，一是開展攔蓄洪尾，根據徑流預報結果，當入庫流量接近機組滿發最大引用流量時，提前減少閘門開度、及時利用可調庫容回蓄至正常水位運行；二是基于梯級水電站上下游用水不匹配，利用不開閘泄洪的水電站可調庫容開展梯級水庫群優化調度。三是由于不同流域水文條件的差異、降雨時間不同、產匯流時間不同，短期內利用不同流域水電群的可調庫容開展跨流域優化調度。

在電網負荷或風電光伏出力受短期氣溫或風力、光照等因素影響，出現大幅變化時，開展基于補償的水電優化調度，水火核風光等電源有不同組合的優化調度模型。一是短期內受降溫或升溫、臺風或寒潮等影響，電網負荷變化下的水火核短期優化調度以滿足電網需求，在火電機組啟停或深度調峰、核電機組調峰后優化水電站梯級出力，有調節能力的日調節電站的發電計劃曲線匹配電網負荷變化曲線，以有周調節能力及以上的電站為主開展流域梯級水電群優化調度以匹配電網負荷變化。二是短期內由于風力或光照等氣象發生變化導致風電或光伏出力大幅變化，通過水火風光優化調度實現新能源的最大化消納。

3.3 中長期調度

由于廣西電網直接調度的年調節水電站只有右江，對于月度以上的中長期調度，右江的優化調度主要是滿足生態、航運、供水等，以及右江下游梯級水電站檢修后的發電用水匹配等約束，在汛前發電優化調度主要是完成年度消落計劃、汛末科學蓄水以確保枯水期的電力供應和綜合用水，實現梯級流域發電量最大。

由于廣西五大流域中紅水河流域和郁江流域總裝機容量和發電量占廣西電網統調水電裝機和發電量的2/3，同時紅水河流域、郁江流域上游均有年調節龍頭電站，兩個流域豐枯不同步且相差一個月左右，這些有利條件為汛期兩個梯級流域的庫容補償、水文補償調度創造了條件，兩個流域在汛期可更好開展跨流域補償調度。同時可以借助南方電網大平臺開展跨省區聯合優化調度。

4 結 論

基于對廣西電網源荷特性的分析，日調節電站為主的廣西電網在開展水電調度時，以實時調度和短期調度為主，分為非補償性的水電優化調度和補償性的水電優化調度。

在只有水情或來水變化時，非補償性的水電優化調度以水電群為主，日內實時調度是基于實際發電與預測的96點發電計劃曲線偏差下的調整，單庫的短期調度以預泄騰庫和攔蓄洪尾為主、水庫群的以梯級優化和跨流域補償調度為主。

在電網負荷、風電、光伏等任一條件發生變化時，開展基于水電補償下的水火核風光聯合優化調度。日內實時調度以主力梯級紅水河流域為主開展補償調度。短期調度是以水電、火電、核電的優先順序，補償電網負荷、風電或光伏出力變化下的聯合優化調度。

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