广西电网源荷特性分析及水电优化调度建议

黄 馗

(广西电网电力调度控制中心， 南宁 530023)

0 引 言

源-网-荷互动的突出表现是在多元化的能源系统空间中实现各类资源的优化配置[1]。电力系统中的电源和负荷作为源-网-荷互动框架体系的重要组成部分，根据电网负荷特性，通过优化各类电源发电，可以提高发用电资源的合理利用，提升经济效益。近年来，国内外学者针对风电等新能源的大幅增加，开展了基于水、火、风等不同电源组合与电网负荷之间不同尺度周期下的优化调度[2,3]、源荷互动决策[4]、源荷储系统优化策略[5]、适应源荷不确定性的优化[6]等方面的研究。但是，在源荷互动关系研究中，对大规模日调节水电群占比高、火电核电风电等电源并存运行下的水电优化调度研究较少。

目前，广西电网统调水电站中日调节、低水头数量占比最多[7]，广西电网水电站拓扑图如图1所示。2011年前，广西电源只有水电、火电并存，水火电间的优化调度是被研究的主要内容[8,9]，随着风电、核电、光伏等各类电源快速增加，打破了水火二元并存的电源结构，广西电网成为水、火、核、风、光等多种能源协调发展的复杂大电网。通过不同电源间优化调度，提高发电效益是电力调度考虑的主要目标之一[10,11]。鉴于当前广西出现的多种电源并存的新局面，通过对水电和电网特性分析，开展其与非水电源间的差异互补优化调度研究，成为新的研究方向之一。针对以上问题，以广西水电为主要研究对象，开展水电和负荷特性分析，提出在不同的非水电源或电网负荷变化下，水电站或水电站群在不同运行条件下非补偿性和补偿性的水库优化调度策略。

1 水电特性分析

1.1 水库调节能力弱

广西电网直接调度的32个水电站整体调节能力差。32个水电站中除了右江具有年调节能力、西津和岩滩具有季调节能力外，其他电站的调节能力均为日调节及以下。在汛期由于岩滩汛限水位的限制和机组扩建后对运行水位的要求、西津入库流量远超电站满发流量且上游右江调蓄能力有限，因此在汛期，西津和岩滩的调节能力下降到周调节及以下。

从32个水电站总的调节库容来看，水电站总的调节库容是59 亿m3，仅相当于天生桥一级水电站(简称天一)调节库容、龙滩电站调节库容的53%。在汛期，32个水电站调节库容累计仅有28 亿m3，仅占天一可调库容的60%、龙滩可调库容的35%。

1.2 低水头电站占比多

32个水电站中，有28个水电站属于低水头水电站，有4个为中水头水电站，没有高水头水电站。

在28个低水头水电站中，设计水头低于20 m的有25个电站。由于大多数水电站发电水头低、库区产汇流时间短，所以在汛期低水头水电站的发电能力更容易受强降雨影响而剧烈变化。低水头水电站数量多导致汛期发电预测难度大、准确预测编制96点计划曲线更加复杂困难。低水头水电站或水电站群的调度对水情数据的及时性、径流预测的准确性、水库调度的实时性要求更高。

1.3 气候影响因子复杂

广西地处低纬度地区且北回归线横穿中部，冬季受东北季风影响，夏季受东南季风和西南季风影响。引起广西大范围暴雨的天气系统主要有锋面、气旋、切变线、低涡、槽、台风、副热带高压和热带辐合带等。

以上气候特点使得广西水电发电能力在丰枯季节变化明显，同时在汛期水电发电能力受强降雨过程影响剧烈。无调节或调节能力有限的水电站，其发电能力受强降雨影响明显。电网负荷在夏季易受暴雨、高温反复影响而剧烈变化，在冬季受冰冻、寒潮影响而导致电网负荷丰谷差拉大。

1.4 流域入汛跨度长

根据五大流域电站运行以来的天然径流分析，并结合气象学意义上的入汛时间，各流域入汛时间大致如下：桂江流域3至4月入汛，柳江流域4至5月入汛，西江、红水河、郁江流域5至6月入汛。

从以上各流域入汛时间看出，广西五大流域，广西桂江流域从3月开始最先入汛，其次是柳江、西江流域入汛，最后是红水河、郁江流域入汛，总体呈现自东北向西南依次先后入汛。另外，五大流域入汛时间跨度长，从桂江流域入汛到郁江流域入汛，跨度时间长达3个月。

1.5 丰枯径流变化大

尽管不同的气候条件影响各流域的入汛时间和汛期结束时间，但各流域汛期的时间跨度基本一致，约6个月。下面分别以红水河流域的岩滩电站、郁江流域的西津电站、柳江流域的红花电站、西江流域的长洲电站、桂江流域的金牛坪电站为各流域代表站，根据各水电站的逐月入库流量的设计值，计算各代表站汛期和枯水期的径流总量以及丰水期径流总量占比，如图2所示。

图2表明，五大流域汛期降雨量占比均在75%以上。各流域水电代表站在丰水期和枯水期的径流量差别明显，汛期径流量占全年径流量的比例高，且都在80%以上。流域代表站汛期径流量比例与流域汛期降雨量比例基本成正相关。

2 水电调度分析

2.1 发电预测难度大

在南方电网区域，广西是受各类天气系统和气候因子影响最复杂的一个省区，广西气象预测准确率的高低在很大程度上影响水电径流预测和发电预测。由于广西电网调度的水电站调节能力差、低水头电站多、库区产汇流时间快、洪水预见期短，这也增加了发电预测和96点计划曲线编制的难度。

因此，对于日调节且属于低水头的水电站，对气象、径流、发电预测的精准度要求更高。如果水电站的发电预测准确性不高，由于水电站的叠加效应，就会造成水电群的实际出力与预测出力偏差较大。

2.2 电网电源多样和负荷多变

2011年前，广西电网统调电源只有水电和火电构成，其中水电比重47%。2011年开始，随着风电、核电、光伏、燃气、生物质等电源的逐步投产运行，清洁能源(未含水电)电源装机容量大幅增加，2018年底，风电装机容量是208 万kW，比2011年增加42倍，年均增长1.8倍；清洁能源(未含水电)装机容量是574 万kW，比2011年增加116倍，年均增长2.2倍。广西电网统调各类电源变化见图3。

由于风电、核电、光伏在日内调度时没有调节能力，风速或光照影响下的风电、光伏出力偏差，在短时间内只能由水电补偿调度[12]。同时，由于广西电网负荷尤其是汛期受气象条件变化影响剧烈，风电和光伏的出力也会随着风力或光照变化而变化，电网负荷或电源出力的偏差值在短时间内多数通过调整水电补偿。

2.3 调度关系复杂

广西电网依托南方电网西电东送大通道，形成了交直流混合运行、超高压、大容量，水、火、核、风、光等多种能源协调发展的复杂大电网。广西电网水电调度涉及南方电网3个省区、四级调度；南方电网区域三大水电基地之一的红水河流域梯级水电站群分属不同调度机构调度，在红水河梯级9个电站中，南方电网直接调度3个、广西电网直接调度6个；同一个水电站的发电涉及两个省区的电力电量平衡，天一、天二、龙滩的电力电量分别按不同比例送桂送粤。此外，云电送粤、云电送桂、桂电送粤、贵电送桂在南方电网西电东送的广西腹地相互交织。

2.4 综合用水矛盾突出

年调节以上的水电站，一般在汛前完成水库水位消落以腾空库容；进入汛期，需要统筹发电与防洪的关系，在汛限水位以下开展水电调度；由于大型水库汛末蓄满率高低直接影响西江干流在枯水期的通航[13]以及珠江澳门和珠海的供水安全，因此在汛末需要统筹考虑大型水库的综合蓄水情况。

日调节及以下水电站也要考虑综合用水需求。在枯水期，发电调度需要兼顾右江流域的生态补水、右江和红水河流域下游火电站取水，以及电网线路检修、突发水环境应急事件等。在汛期，发电调度主要考虑防洪、电网潮流、断面控制等因素。水电调度需要统筹协调发电与防洪、通航等综合用水之间的关系，还要统筹协调发电与检修、应急等之间的关系。

3 优化调度策略建议

根据广西水电站调节能力的不同，结合水电调度的特性规律及其影响因素，分别从水电调度周期的不同来分析水电优化调度策略[14-16]。水电优化调度策略分为两种，一是非补偿性的水电优化调度，以水电为主；二是基于补偿性的水电优化调度，统筹电网和电源负荷变化，水火核风光联合优化调度。

3.1 实时调度

实时调度是基于96点计划曲线的基础上开展的，电网负荷、各类电源出力的曲线更接近真实情况，只有在电网预测负荷或电源预测出力出现偏差时才进行调整。

非补偿下的水电实时优化调度，即只有水电实际与预测有偏差时，以有调节能力水电群补偿无调节能力水电群，实现总体供需平衡，水电群电量最大。日调节电站实时调度应用在电站开闸后水电出力受阻快速变化下的单库实时调度，洪水前后且水电站没有开闸、电网负荷偏差、梯级发电流量不匹配、降雨实况变化等情况下的梯级水库群实时调度。当以上梯级电站出力调整后无法满足供需平衡时，调整有调节能力的梯级水电群。

下达的96点计划曲线中，因基于安全考虑下核电和部分火电机组的执行刚性、风电或光伏的不可储存性，导致其不能补偿负荷或电源出力偏差，此时只能由水电群参与补偿调节。由于广西电网红水河梯级6个电站的比重达到60%，因此其他26个水电站多以计划为主，一般通过调整红水河梯级出力补偿偏差。对于周调节及以上的电站来说，是在电网负荷变化、断面控制要求、梯级用水匹配等情况下开展实时优化调度。

3.2 短期调度

由于广西电网的负荷受短期气象因素变化较大、风电和光伏出力的不确定性较大，所以广西电网水电优化调度的重点是短期调度，水电群的短期优化调度是在补偿电网负荷和风电光伏偏差的基础上实现水电群发电量最大化。

当电网负荷、风电光伏出力变化处于平稳期内，并且以降雨影响为主时，适合开展以水电为主的非补偿下的优化调度。因此，基于降雨实况或预报的短期优化调度适用于广西日调节水电站，短期优化调度主要是开展洪前预泄优化调度。在洪水消退过程中，一是开展拦蓄洪尾，根据径流预报结果，当入库流量接近机组满发最大引用流量时，提前减少闸门开度、及时利用可调库容回蓄至正常水位运行；二是基于梯级水电站上下游用水不匹配，利用不开闸泄洪的水电站可调库容开展梯级水库群优化调度。三是由于不同流域水文条件的差异、降雨时间不同、产汇流时间不同，短期内利用不同流域水电群的可调库容开展跨流域优化调度。

在电网负荷或风电光伏出力受短期气温或风力、光照等因素影响，出现大幅变化时，开展基于补偿的水电优化调度，水火核风光等电源有不同组合的优化调度模型。一是短期内受降温或升温、台风或寒潮等影响，电网负荷变化下的水火核短期优化调度以满足电网需求，在火电机组启停或深度调峰、核电机组调峰后优化水电站梯级出力，有调节能力的日调节电站的发电计划曲线匹配电网负荷变化曲线，以有周调节能力及以上的电站为主开展流域梯级水电群优化调度以匹配电网负荷变化。二是短期内由于风力或光照等气象发生变化导致风电或光伏出力大幅变化，通过水火风光优化调度实现新能源的最大化消纳。

3.3 中长期调度

由于广西电网直接调度的年调节水电站只有右江，对于月度以上的中长期调度，右江的优化调度主要是满足生态、航运、供水等，以及右江下游梯级水电站检修后的发电用水匹配等约束，在汛前发电优化调度主要是完成年度消落计划、汛末科学蓄水以确保枯水期的电力供应和综合用水，实现梯级流域发电量最大。

由于广西五大流域中红水河流域和郁江流域总装机容量和发电量占广西电网统调水电装机和发电量的2/3，同时红水河流域、郁江流域上游均有年调节龙头电站，两个流域丰枯不同步且相差一个月左右，这些有利条件为汛期两个梯级流域的库容补偿、水文补偿调度创造了条件，两个流域在汛期可更好开展跨流域补偿调度。同时可以借助南方电网大平台开展跨省区联合优化调度。

4 结 论

基于对广西电网源荷特性的分析，日调节电站为主的广西电网在开展水电调度时，以实时调度和短期调度为主，分为非补偿性的水电优化调度和补偿性的水电优化调度。

在只有水情或来水变化时，非补偿性的水电优化调度以水电群为主，日内实时调度是基于实际发电与预测的96点发电计划曲线偏差下的调整，单库的短期调度以预泄腾库和拦蓄洪尾为主、水库群的以梯级优化和跨流域补偿调度为主。

在电网负荷、风电、光伏等任一条件发生变化时，开展基于水电补偿下的水火核风光联合优化调度。日内实时调度以主力梯级红水河流域为主开展补偿调度。短期调度是以水电、火电、核电的优先顺序，补偿电网负荷、风电或光伏出力变化下的联合优化调度。

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