下索子流域梯级电站调度方案

下索子流域梯级电站优化调度方案康定吉能水电开发有限责任公司2010年07月1．下索子沟流域电站概况下索子沟又名座棚沟，为康定县境内大渡河右岸一级支流。下索子沟发源于康定以北的滑山（主峰海拔约5518m）北麓，从海拔5704m以上的高山向东北流经座棚沟、磨盘椅、十七道拐、三道桥，汇入大渡河。下索子沟水电可开发河段，从大渡河的沟口至海拔3300m。即可开发河段为18.6km。规划河段内落差达1640m，平均比降为88.17‰，在该河段内水力资源采用梯级开发，布置了5级6站，总装机容量7.99万kW。概述如下：（1）柳林子沟水电站柳林子沟水电站是下索子沟梯级开发的第一级电站，电站装机容量1.48万kW，采用引水式开发。电站坝址处控制流域面积83km2，多年平均流量2.604m3/s。电站额定水头475.2m/355.2m。水库正常蓄水位3329.94m/3328.56m/3202.74m，电站为径流式。电站装机2台0.56万kW、1台0.36万kW水轮发电机组，总装机容量1.48万kW。电站保证出力0.3129万kW，多年平均发电量0.7452亿kWh，年利用小时数5037h/5032h。电站的主要开发任务为发电。（2）两河口水电站两河口水电站是下索子沟梯级开发的第二级电站，电站装机容量0.5万kW，采用引水式开发。电站坝址处控制流域面积76.3km2，多年平均流量3.138m3/s。正常蓄水位2820m，电站为径流式。电站安装2台0.25万kW水轮发电机组，总装机容量0.5万kW。电站保证出力0.1263万kW，多年平均发电量0.2574亿kWh，年利用小时数5149h。电站的主要开发任务为发电。（3）谢家沟水电站谢家沟水电站是下索子沟梯级开发的第三级电站，电站装机容量2.4万kW，采用引水式开发，具有日调节水库。电站坝址处控制流域面积132.9km2，多年平均流量4.518m3/s，电站额定水头410.17m。水库正常蓄水位2678m，总库容12.1万m3，调节库容10.2万m3，水库具有日调节能力。电站安装2台1.2万kW水轮发电机组，总装机容量2.4万kW。电站保证出力0.715万kW，多年平均发电量1.204亿kWh，年利用小时数5016.9h。谢家沟电站具有日调节能力，电站的主要开发任务为发电。（4）三道桥水电站（调度命名：下索子水电站）三道桥水电站是下索子沟梯级开发的第四级电站，电站装机容量3.0万kW，采用引水式开发。电站坝址处控制流域面积173.5km2，多年平均流量5.44m3/s，电站额定水头485m。正常蓄水位2243m，为径流式电站。电站安装2台1.5万kW水轮发电机组，总装机容量3.0万kW。电站保证出力0.6911万kW，多年平均发电量1.5739亿kWh，年利用小时数5246h。电站的主要开发任务为发电。（5）三道桥尾水电站三道桥尾水电站是下索子沟梯级开发的第五级电站，也是最后一级，电站装机容量0.35万kW，电站利用三道桥电站尾水落差发电，采用引水式开发。电站坝址处控制流域面积193.2km2，多年平均流量6.06m3/s。正常蓄水位1735m，电站为径流式。电站安装2台0.175万kW水轮发电机组，总装机容量0.35万kW。电站保证出力0.0718万kW，多年平均发电量0.1713亿kWh，年利用小时数4894h。电站的主要开发任务为发电。（6）文昌沟水电站文昌沟水电站是利用下索子沟的支沟文昌沟进行引水发电的电站，电站装机容量0.26万kW。电站坝址处控制流域面积21.6km2，多年平均流量0.678m3/s。正常蓄水位3060m，电站为径流式。装机2台0.13万kW水轮发电机组，总装机容量0.26万kW。电站保证出力0.651万kW，多年平均发电量0.147亿kWh，年利用小时数5654h。电站的主要开发任务为发电。按照开发现状及开发计划，三道桥电站（下索子电站）巳于2010年1月3日并入国家电网进行正式运行。谢家沟电站、三道桥尾水电站计划2010年10月投产。柳林子、两河口、文昌沟电站的初步设计巳经政府有关部门审批，正在做开工前的准备工作。两河口电站、文昌沟电站计划2011年12月投产，柳林子沟电站计划2012年12月投产。预计到2012年左右，下索子沟全部梯级电站均投产发电。下索子流域电站分布如下图所示：2、建立流域统调的必要性随着在建工程的逐步投产，到2010年底下索子流域将形成以谢家沟电站水库为主，一库三站的格局。谢家沟水库的建成将从根本上改变下索子流域电站无调节库容，为纯径流式电站的现状。谢家沟电站水库调节库容为8.7万m3，具有一定的调节性能，对下游的下索子电站、尾水电站起到了径流补偿作用。利用流域联合调度方式，开展梯级电站水库优化调度，使梯级电站水库发挥其最大的防洪渡汛和经济效益。2.1开展优化调度是防洪的需要水电站水库调度的首要任务是确保水库大坝安全并承担水库上、下游防洪任务，由于下索子沟积雨面积大，沟内各电站是相互影响相互依存的关系，因此在进行防洪渡汛时不仅要考虑所有支流的来水情况，同时还要考虑水库蓄泄对下游电站的影响。利用电站之间水文、水利、水力等联系，根据各电站之间的不同位置及库容大小的差别与时间分配进行统一协调、统一指挥。通过采取水库蓄洪滞洪的不同、削峰错峰等措施，减小河道最大下泄量，达到保证梯级各电站防洪安全的目的，充分发挥梯级电站配合防洪效益。2.2开展梯级电站水量联合调度是经济效益的需要梯级各电站水库作为一个系统、一个整体，它的效益不再是各电站效益的简单相加，所发挥的效益应大于各电站效益这和，充分利用各水库在水文径流特性和水库调节能力等方面的差别，通过统一调度，在水力、水量和电力、电量等方面取长补短，提高水资源和水能资源利用效益。利用水库的调节，加大日负荷分配比率，对促进电站的经济效益是非常有必要的。3、建立流域统调的先决条件实施下索子沟梯级水电站之间联合优化调度控制可有效增加梯级电站的经济效益。梯级水电站优化调度控制需要大量的原始资料，包括电站水库库容水位特性曲线、下游流量水位关系曲线、各电站机组特性曲线、机组耗水率、各机组振动区、各机组水头损失等资料，这些资料的完整性和准确性直接决定了梯级电站优化调度控制的准确性。下索子电站在进行优化调度控制实施前应尽量全面的搜集这些资料，以确保调度控制的准确性。下索子流域实施优化调度控制的条件有：3．1建设成覆盖全流域集中控制的集控中心，确保梯级各电站能够实现分层分布式集中控制、集中监视、分层分布式布置。详见：下索子流域集控中心监控网络图及集控中心实施方案下索子流域梯级电站光通讯网络图及实施方案。3．2水情测报综合管理建立全流域水情测报系统，定期收集沟内全部支流水情信息，进行流域水情趋势分析、流域水情历史年分析、多年径流资料数据分析。摸清丰水年、平水年、枯水年各月最大流量、最小流量、平均流量，为梯级电站负荷统一调度安排提供依据。3．3天气预报管理在上游电站建设雨量观测站、气象观测站，实时掌握沟内天气变化趋势，并结合康定气象站下达的专题天气预报进行修正。进行流域天气趋势分析、流域月度、季度、年度气象分析。建立天气与流量、雨量、负荷之间的关系曲线。为流域负荷申报、负荷经济调度以及流域防洪渡汛、错峰泄峰提供参考。3．4流域水库调度管理流域水库优化调度是一个不断总结、摸索的过程，针对下索子沟的现状，整个沟内电站调度采取集控中心统一调度，分层分布式控制方式。流域各电站的控制方式分为远程和站控控制方式，即远程控制受集控中心直接控制，站控控制由站内计算机监控系统直接控制，集控系统只具有监视权无远程控制权。正常运行方式下由省公司下达全流域负荷计划，由集控中心根据各站流量情况、机组耗水率情况、机组运行工况、水库库容量情况进行优化分配给各级电站，由集控中心负责远程对每个电站相应的机组进行控制。当集控中心与所控厂站通讯中断时，则控制方式将自动转换为站控控制方式，各分站应随时与上下游电站联系，确保负荷最优分配，从而确保流域电站的安全生产。4、梯级电站优化调度方案4．1近期调度方案近期调度方案：在仅限于下索子沟流域内只有下索子电站、尾水电站、谢家沟电站三个站投产发电时的调度方案。因谢家沟电站尾水直接流入下索子电站沉砂池而下索子电站尾水又直接流入尾水电站前池，水流在河道内消耗时间极短，在枯水期应该充分利用谢家沟电站水库进行调节。在谷段、平段尽量降低负荷运行，利用水库蓄水，峰段加大发电出力，利用水库调峰。1）基本技术参数①谢家沟电站技术参数：A、单机容量12MW，最大水头431.73m，最小水头414.174m，加权平均水头426.03m，额定水头414.174m。额定出力时的额定流量：3.5m3/s。计算耗水率为：1.05m3/Kw.h。B、因谢家沟电站引水隧洞为一陂到底的型式，这对机组负荷调整的速率提出很高的要求，初步计算得出单台机组从0MW调整到12MW或从12MW调整到0MW调节时间应控制在150S左右，即4.8MW/min。最终需要在谢家沟电站进行并网前相关试验后得出具体参数。C、根据水轮机综合运转特性曲线，2喷针运行时最高效率为：？，对应的出力为：？，即2喷针至4喷针切换点在？MW左右，可调整切换点，以获得较高的水力效率。②下索子电站并网试验技术参数：A、单机容量15MW，最大水头498.8m，最小水头485m，额定水头485m，额定出力时的额定流量：3.75m3/s。实际耗水率为：0.95m3/Kw.h。单机出力应避开25%负荷即3.75MW负荷区长期运行。B、机组全停状态下，最快开机至可带负荷的时间为：154s。机组一次最大可调整有功负荷△P为机组的额定出力15MW；发令至调整到目标负荷水平的响应时间为：152s附图1-1机组并网至满负荷录波过程C、相邻两次同向或反向加减负荷及喷针切换命令最短间隔时间测试典型工况下测试记录见下表1-2：相邻两次同向加负荷时间(s)相邻两次同向减负荷时间(s)7.5MW-9.0MW-10.5MW12.610.5MW-9.0MW-7.5MW12.9相邻两次加、减负荷时间(s)相邻两次减、加负荷时间(s)7.5MW-9.0MW-7.5MW12.49.0MW-7.5MW-9.0MW12.62喷针切换至4喷针时间(s)4喷针切换至2喷针时间(s)6.0MW-8.0MW22.57.5MW-5.5MW16.0D、单机最大加、减负荷速度测试加、减负荷录波图见附图1-2、1-3，测试记录见下表1-3：工况变化时间（s）速度（MW/min）0MW～3.75MW37.66.03.75MW～7.5MW（喷针切换）54.24.27.5MW～11.25MW27.88.111.25MW～15.0MW45.94.915.0MW～11.25MW44.65.011.25MW～7.5MW28.08.07.5MW～3.75MW（喷针切换）36.36.23.75MW～0MW38.85.8导叶功率主接图例：导叶主接(%)功率(MW)0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.0080.0090.00100.00.001.603.204.806.408.009.6011.2012.8014.4016.000.0024.0048.0072.0096.00120.00144.00168.00192.00216.00240.00时间(秒)附图1-2机组25%加负荷录波图E附图1-3机组25%减负荷录波图从表1-3可得：单机最大加负荷速度为8.1MW/min，单机最大减负荷速度为8.0MW/min。F、开机后最短可停机时间、停机后最短可开机时间测试机组开机后最短可停机时间为0；导叶功率主接图例：导叶主接(%)功率(MW)0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.0080.0090.00100.00.001.603.204.806.408.009.6011.2012.8014.4016.000.0039.9079.80119.70159.60199.50239.40279.30319