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

功率导叶主接16.00100.014.4090.0012.8080.0011.2070.009.6060.008.0050.006.4040.004.8030.003.2020.001.6010.000.000.000.0024.0048.0072.0096.00120.00144.00168.00192.00216.00240.00时间(秒)图例：导叶主接(%)功率(MW)

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 7.5MW-9.0MW-10.5MW 相邻两次加、减负荷 7.5MW-9.0MW-7.5MW 2喷针切换至4喷针 6.0MW-8.0MW 时间(s) 12.6 时间(s) 12.4 时间(s) 22.5 相邻两次同向减负荷 10.5MW-9.0MW-7.5MW 相邻两次减、加负荷 9.0MW-7.5MW-9.0MW 4喷针切换至2喷针 7.5MW-5.5MW 时间(s) 12.9 时间(s) 12.6 时间(s) 16.0 D、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 0MW～3.75MW 3.75MW～7.5MW（喷针切换） 7.5MW～11.25MW 11.25MW～15.0MW 15.0MW～11.25MW 11.25MW～7.5MW 7.5MW～3.75MW（喷针切换） 3.75MW～0MW 时间（s） 37.6 54.2 27.8 45.9 44.6 28.0 36.3 38.8 速度（MW/min） 6.0 4.2 8.1 4.9 5.0 8.0 6.2 5.8

附图1-2 机组25%加负荷录波图

功率导叶主接16.00100.014.4090.0012.8080.0011.2070.009.6060.008.0050.006.4040.004.8030.003.2020.001.6010.000.000.000.0039.9079.80119.70159.60199.50239.40279.30319.20359.10399.00时间(秒)图例：导叶主接(%)功率(MW)

E附图1-3 机组25%减负荷录波图

功率导叶主接16.00100.014.4090.0012.8080.0011.2070.009.6060.008.0050.006.4040.004.8030.003.2020.001.6010.000.000.000.0051.00102.00153.00204.00255.00306.00357.00408.00459.00510.00时间(秒)图例：导叶主接(%)功率(MW)

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；

机组停机后最短可开机时间为0； 机组解列后停机过程为634s。 G、 相关建议

根据水轮机综合运转特性曲线，2喷针至4喷针切换点在9.2MW左右，但目前切换点在7.4MW左右，可调整切换点，以获得较高的水力效率。并根据实际运行经验总结机组双喷针转四喷针切换点开度应设置为160%即机组应尽量避开7.5MW—9MW负荷段运行，否则只有通过修改喷针转换设定值才能确保机组在此负荷段运行。

③尾水电站技术参数：额定出力 1750 kW，最大水头Hmax 46.7m，额定水头Hr43 m，最小水头Hmin42.2m， 额定转速nr600 r/min，飞逸转速np 1176 r/min，额定流量Qr4.77 m3/s。计算耗水率：9.81m3/Kw.h。详细参数需进行并网相关试验后才能得出。 ④谢家沟大坝技术参数： 1.1校核洪水位 1.2设计洪水位 1.3正常蓄水位 1.4防洪限制性水位 1.5死水位 2.正常蓄水位相应水库面万㎡ 积 3.回水长度 4.水库容积 m 265 主坝 1.6576 主坝 m m m m m 2677/2680.7 2676.5/2680.1 2678 2670 2670 主坝/副坝 主坝/副坝 主坝 主坝 主坝 4.1总库容 4.2正常蓄水位以下库容 4.3调节库容 4.4防洪库容 4.5兴利库容 4.6死库容 5.库容系数 6.调节特性 7.水量利用系数 1.设计洪水位时最大泄量 2.校核洪水位时最大泄量 3.调节流量 万m3 万m3 万m3 万m3 万m 万m3 % m3/s m3/s m/s 3311.3 10.635 8.756 8.7156 防洪兴利结合 8.7156 1.879 82 85.06% 75.1 94.1 7 量 下索子沟/石杆 日调节 主沟 主沟 电站满荷发电流4.环保下泄流量 m3/s 0.25/0.34 菜沟多年平均流量的10%

2）运行规定：

①按照主机厂技术规范，谢家沟电站机组可以在10%-100%负荷下长期稳定运行，下索子电站机组应在25%-100%负荷段内运行，即下索子电站应避开3.75MW以下负荷运行，对应的谢家沟电站应避开3.39MW运行，尾水电站应避开0.4MW负荷段运行。

②鉴于三站最低运行负荷要求，故在河道来水量小于或等于1.0m3/s时应充分利用谢家沟电站水库在谷段和平段安排停机蓄水，峰段发电。 ③当流量在1.0m3/s—3.0m3/s时，调节库容为8.7万m3，为提高经济效益也可以在谷段安排停机蓄水6-8h，峰段和平段发电。 3）枯水期运行方式：

枯水期运行方式：来水量只能满足谢家沟电站一台机组用水时，下游电站及谢家沟电站机组的运行方式。在河道流量小于等于3.0m3/s时，利用水库调节库容进行调节，谢家沟电站只启动一台机组。

A、负荷分配比率

谢家沟电站、下索子电站、尾水电站负荷比率：1：1.1:0.1的比率即谢家沟电站1MW对应下索子电站负荷为：1.1MW,尾水电站负荷为：0.1MW。

B、负荷调整顺序：

升负荷顺序：谢家沟电站→下索子电站→尾水电站； 降负荷顺序：尾水电站→下索子电站→谢家沟电站；

因尾水电站引水隧洞为无压隧洞且具有一定的调节量故在调整负荷时可以与下索子电站同步进行。 C、开停机顺序：

负荷调整后需要开停机组后才能满足下游电站用水时开机顺序为：谢家沟电站→下索子电站→尾水电站；

停机顺序：尾水电站→下索子电站→谢家沟电站；

D、谢家沟大坝运行方式

隧洞进口高程2269.0 m,水库正常蓄水位2278m,考虑隧洞进口3m裕度，即水库正常调节高程为2272m—2278m，枯水期尽量利用水库调节库容进行调节水量，为降低机组耗水率，枯水期应尽量保持高水位运行，以提高经济效益。 4）汛期运行方式：

汛期运行方式即来水量能够满足谢家沟电站一台机组满发、两台机组同时发电或者利用调节库容启动两台机组发电时下游电站机组的运行方式。

谢家沟电站双机满负荷需引用流量为7.0m3/s、下索子电站双机满出力时需引用流量为7.92m3/s、尾水电站双机满出力需引用流量为9.53m3/s。通过以上参数得出如下结论：在谢家沟电站双机满负共运行时，下泄流量不能达到下索子电站双机满负荷运行即下索子电站只能达到26.5MW，对应的尾水电站出力只能达到2.4MW。在河道流量满足要求时，下索子电站发电出力达30MW时需要从下索子电站取水口底格栏污栅处最小引用流量0.92—1.0m3/s，尾水电站发电出力达3.5MW时需另外从尾水电站前池单独引用流量2.53m3/s—3.0m3/s (1.6m3/s -2.0m3/s下索子电站满发时)。 A、负荷分配

流量3.0m3/s---3.95m3/s ①谢家沟电站方式：

负荷分配：谷段负荷区间：7MW—10MW；平段负荷区间：7MW—10MW；峰段负荷区间：16MW—20MW；

机组开机方式：谷段、平段应只启动一台机组；峰段应启动两台机组，谢家沟电站双机运行时从耗水率考虑应尽量避开低于15MW负荷运行。 ②下索子电站方式：

负荷分配：谷段负荷区间：6.36MW—9.1MW；平段负荷区间：6.36MW—9.1MW；峰段负荷区间：14.5 MW—18.2MW;

机组开机方式：谷段、平段应只启动一台机组，峰段则应根据来水量情况尽量避开双机负荷在15MW—17MW，必要时只启动一台机组。

③尾水电站方式

负荷分配：谷段负荷区间：0.7MW—1.0MW；平段负荷区间：0.7MW—1.0MW；峰段负荷区间：1.6 MW—2.0MW;

机组开机方式：谷段、平段应只启动一台机组，峰段则应根据来水量情况尽量避开双机负荷在1.75MW—1.9MW，必要时只启动一台机组。

④谢家沟大坝运行方式

水库正常水位应控制在2272m—2278m这间运行，利用水库调节库容进行调节水量，为降低机组耗水率，应尽量保持高水位运行，以提高经济效益。

流量在3.95 m3/s ---7.0 m3/s

①谢家沟电站方式：

负荷分配：谷段负荷区间：10MW—24MW；平段负荷区间：10MW—24MW；峰段负荷区间：20MW—24MW；

机组开机方式：根据来水量确定启动机组台数，谢家沟电站双机运行时从耗水率考虑仍应尽量避开低于15MW负荷运行。 ②下索子电站方式：

负荷分配：谷段负荷区间：11MW—26.5MW；平段负荷区间：11MW—26.5MW；峰段负荷区间：22 MW—26.5MW;

机组开机方式：根据谢家沟电站发电出力来确定开机方式，尽量避开双机负荷在15MW—17MW，必要时只启动一台机组。 ③尾水电站方式

负荷分配：谷段负荷区间：1MW—2.4MW；平段负荷区间：1MW—2.4MW；峰段负荷区间：2.0MW—2.4MW;

机组开机方式：根据下索子电站发电出力来确定开机方式，尽量避开双机负荷在1.75MW—1.9MW运行，峰段时应开启两台机组。 ④谢家沟大坝运行方式

水库正常水位应控制在2272m—2278m之间并尽量保持高水位运行。

流量在7.0m3/s 及以上： ①谢家沟电站方式：

负荷分配：峰、平、谷段负荷均24MW； 机组开机方式：双机运行方式；

②下索子电站方式：

负荷分配：峰、平、谷负荷均≥26.5MW，再根据下索子电站取水口底格栏污栅引用流量确定是否在26.5MW—30MW区间内运行。 机组开机方式：双机运行方式； ③尾水电站方式

负荷分配：峰、平、谷段负荷均≥2.4MW,再根据下索子电站发电出力和尾水电站前池单独引水流量来确定发电出力。 机组开机方式：双机运行方式； ④谢家沟大坝运行方式

当河道流量在7m3/s --15m3/s间，水库正常水位应控制在2278m高水位运行，利用坝顶开敞溢流偃溢流；

当河道流量在15m3/s --55m3/s间，水库水位应控制在2276.5m水位运行，适量开启一孔泄洪充冲闸进行水位控制；

当河道流量大55m3/s以上时，水位应控制在2276.5m水位以下运行，开启两孔泄洪充砂闸门开度来控制水位。

在汛期谢家沟大坝泄洪时应控制泄洪闸门开启时间，不得同时全开两孔泄洪闸门，以免造成人为洪峰，对下游电站造成危害。 B、负荷调整顺序：

升负荷顺序：谢家沟电站→下索子电站→尾水电站； 降负荷顺序：尾水电站→下索子电站→谢家沟电站；

因尾水电站引水隧洞为无压隧洞且具有一定的调节量故在调整负荷时可以与下索子电站同步进行。

C、开停机顺序：

负荷调整后需要开停机组后才能满足下游电站用水时开机顺序为：谢家沟电站→下索子电站→尾水电站；

停机顺序：尾水电站→下索子电站→谢家沟电站； 4．2远期调度方案

远期调度方案：下索子沟流域内6个电站均投产发电后的调度方案。 远期投产的文昌沟电站、两河口电站、柳林子沟电站均属于纯径流式电站即以水定电电站。上一级电站的尾水均是直接流入下一级电站的取水口或水库，水流在河道内消耗的时间极短，可以忽略不计。 在谢家沟电站上游另外三个电站相继投产发电后，整个下索子流域的负荷优化调度仍是以谢家沟电站水库为基准点来进行流域负荷调度。谢家沟以上三个电站根据来水量确定发电出力后，也就确定了谢家沟电站来水量，再按照上述近期调度方案来确定谢家沟电站、下索子电站、尾水电站的运行方式，从而形成流域6个电站的优化调度运行方式。

康定吉能水电开发有限责任公司

2010年07月

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/q3zg.html