枯期水电站经济运行损失电量管控模型研究

陈 在 妮， 寇 立 夯， 曲 田

(1.国电大渡河流域水电开发有限公司，四川 成都 610041;2.国家能源投资集团有限责任公司，北京 100034)

0 引 言

四川是中国最大的水电能源大省，总发电装机容量9 980万kW，其中水电装机占比就达到80%。近几年，受投产装机增速大于电力需求增速、送出通道受限等客观因素影响，出现了汛期大规模弃水现象。但同时，由于水电站特殊的来水时空分布特性，汛期集中来水丰沛，占全年来水量70%，发电能力富余。而枯水期来水偏枯，供不应求，造成了电力供应“汛余枯缺”的不匹配现象。因此，在枯水期，对于四川电网的电力供应来说，水电是非常宝贵的电力资源。在来水有限的情况下，通过优化调度、经济运行管控，可有效提高水能利用率近5%～8%，对保障电网供电安全、提高发电企业发电量创收，都有着重大的意义[1～2]。传统的经济运行管控，在以水定电“非弃水”模式下，水电企业的管理基本上都提出了以抬高运行水头、提高机组运行效率为手段，以降低耗水率为目标的考核目标[3～5]。传统管理指标只有结果指标，并没有提出造成结果的具体影响因素以及各因素影响程度，同时也没有量化地、直观地为管理者提供决策依据。

本文以“非弃水”模式为前提，拟提出水电站损失电量管控模型，找出损失影响因子，提出各损失影响电量及因子关联占比的计算方法，量化地、直观地为实时调度人员提供准确指导，更能为管理者提供经济运行管理决策依据，及时找到问题，提出针对性措施，优化经济运行指标，增发电量。

1 损失电量分析

1.1 理论电量

为了量化分析损失电量，提出参照目标值，即理论发电量概念。理论指在有效来水量、来水过程情况下，水电站理论能发出的最大电量。根据电站调节性能不同，分别制定季调节及以上、径流式等代表性电站理论发电量计算模型。总体思路是按照优化调度方案、水位过程计划、理论耗水率等为理论目标，寻求计算在实际来水过程下的最大发电能力。

(1)径流式水电站理论发电量：①确定理论最优运行水位，对于日调节性能及以下的水电站，理论上水位稳定维持在最高正常蓄水位附近运行最优，但在实际运行中，应根据电站自身调蓄性能、上游来水波动率，确定一个在保证安全且不弃水的前提下的坝前最优平均运行水位，一般来说水库调节系数越大，上游来水波动率越小，最优运行水位越接近最高运行水位; ②理论最优运行水位减去实际坝下水位得到理论水头，通过理论水头查得理论最优耗水率；③根据逐日实际发电用水量，计算理论发电量。

式中Eo为理论发电量，Wr为实际发电用水量，εo为理论最优耗水率。

(2)季调节及以上电站理论发电量：①确定最优工况下各水头下的最优理论耗水率曲线；②结合阶段性经营目标通过水库优化调度算法，得到逐日坝上水位控制计划，日计划坝上水位减去实际坝下水位得到计划水头，通过计划水头查得理论最优耗水率；③通过当日实际发电用水量除以理论最优耗水率得到理论发电量。

1.2 损失电量分类

通过过理论与实发电量对比得出损失电量，将“非弃水”模式下的损失电量划分为水头损失电量、旋备损失电量、低效损失电量等三类。一般情况下，水头、旋备都有实时采集值，对应的损失电量可以用数据公式直接算出。低效损失电量因受机组的开机组合方式、运行效率区间、开机率等非直接量化指标影响，存在量化的不确定性，为此除去水头、旋备损失电量以外的损失电量，均可归为低效损失电量。

式中ω为总损失电量，εr为实际耗水率，ωh为水头损失电量，ωs为旋备损失电量，ωe为低效损失电量。

2 损失计算方法

2.1 水头损失电量

本文水头损失电量，是指在实际调度过程中，径流式电站低于最优运行水位或季调节性电站没低于理论计划运行水位运行，造成的水头损失。

式中εhr为实际运行水头下对应理论最优耗水率。

2.2 旋备损失电量

本文旋备损失电量，是指为配合电网安全发电需要，机组空载或空转或仅带最低负荷而造成的电量损失。

式中t为旋备时间，Qs为机组空载流量。

2.3 低效损失电量

负荷可调空间较大的机组，参与电网调峰调频的电站，机组经常性低负荷率运行，机组运行效率低，导致耗水率增大，造成隐性损失电量。

ωe=ω-ωh-ωs

3 案例计算分析

3.1 分类型电站损失电量影响因子关联度分析

电站的损失电量，受电站自身特性(水头高低、调节性能)以及市场环境等因素不同而有所差异，对各因子的关联度也不同。为此，笔者选择大渡河公司所属水电站，分别取三座有代表性水电站按上述分类及计算方法进行测算。电站A具有不完全年调节性能，高水头，单机容量大，6台机组投AGC参与电网深度调峰调频，汛前消落汛末回蓄，水位可调节空间60 m；电站B，日周调节，高水头，单机容量大，4台机组投AGC参与电网深度调峰调频，水位可调节空间10 m；电站C，日调节，低水头，单机容量小，水位可调节空间6 m，参与电网调峰调频较少。三座水电站近3年枯水期累计损失电量计算结果如表1所示。

表1 三座典型水电站近2016～2018年累计损失电量分析表

通过表中的计算结果可以看出，无论是损失电量绝对值还是关联占比而言，装机大、参与电网深度调峰调频的电站电量损失都最严重。对于A类型电站，低效运行占比最大，水头损失占比次之，也就是参与电网深度调峰调频、机组长期低负荷率低效运行造成的损失占比55%，年度水位控制过程不优造成的损失占比33%。对于B类型电站，机组低效运行造成的损失占比更是达到了81%，因本身电站属于高水头电站，水位影响占比相对较小。对于C类型电站，水头与低效运行影响大致各站一半。以上分析可以看出，A和B电站作为电网的主力调峰调频电站，在为保障电网安全运行的做出贡献的同时，也造成严重的低效损失电量，两站每年因长期低负荷低效运行导致的损失电量达6.36亿kWh，占枯期总发电量近9%。

3.2 损失电量时间尺度分析

为了更好地评价电站在经济运行水平变化情况，对A电站和C电站近三年逐年的损失电量进行趋势分析。从表2和表3可以看出，两站电量损失率呈上升趋势，且水头、旋备和低效损失电量总体也都呈上升趋势，表明两站的经济运行水平呈严重的下降趋势，一方面表现出客观外部市场环境愈加恶劣，同时也暴露经济运行内部管理上的问题。

表2 A电站水电站2016～2018年逐年损失电量走势表 单位：万kWh

表3 C电站水电站2016～2018年逐年损失电量走势表 单位：万kWh

4 分类损失电量小指标管控运用

造成上述影响损失电量的原因，有来自市场环境变化的客观因素，也有来自内部管理的主观原因，如何利用结果驱动并发挥各级各层的主观能动性，通过协调优化外部环境、实时精细化调度，最终减少损失电量、增加发电收益是水电企业的经营之本。因此，有必要基于损失电量建立一套枯水期经济运行指标管控模型，纳入到日常经济运行考核体系。

以调度班组考核指标为例，在枯期“以水定电”模式下，经济运行指标管控模型中，增加电量损失率作为考核指标，重新优化考核权重，促进调度班组积极争取精细调度，抬高运行水头，负荷率较低时及时申请加负荷或停机减少旋备，减少低负荷运行时间。

表4 枯期经济运行指标管控算例表

从表4可以得出评价：调度三值虽然发电量排名靠后，但是在水头损失、低效损失控制方面得分高，通过减少损失电量达到了增发目的。在“减少损失电量”为考核导向下，可以积极地引导调度人员开展相应的减损工作，达到公司的经营目的。以A电站为例，通过损失管控模型的运用，经济运行指标显著提升，2019年电量损失率降低至12%，较前期降3个百分点，减少损失电量1亿kWh，增效显著。

5 结 语

根据四川特殊电力市场环境，因地制宜，采用枯水期水电站损失电量的分类及计算方法，可以为管理层以及调度层提供经济运行过程管理支撑，找出“损失电量”原因提供了一套直接、简便、直观的手段。

通过典型电站损失因子关联度分析，直观地反映出大型调峰调频电站为保障电网安全运行做出了巨大的电量损失贡献，此类型水电企业应从调增优先发电利用小时数、提高AGC效益补偿额度等方面，加大呼吁，争取政策支持，以补偿效益损失。枯期损失电量经济运行管控体系，在水电企业经济运行管理中运用，可有效促进员工主观能动性，提升经济运行水平，值得在行业推广。