联合电站

联合电站（精选6篇）

联合电站 篇1

阿坝州境内具有丰富的水利资源, 而且因为2008年“5.12”汶川大地震对于当地的水电行业冲击很大, 为了合理的开发水电资源, 近年来阿坝州小金川流域以及脚木足流域已经新建设9座水电站, 总装机容量约200万千瓦, 对于发挥当地的水利资源, 带动当地产业发展具有重要的意义。对于已建成的水电站, 包含了各种不同的调节类型, 如果水电站之间的匹配与运行方式调节不合理, 会产生弃水, 影响水电站的发电效率。为了促进水电站的有效运行, 需要采用水电联合调度的方式, 实现多水电站的联合调度, 从而发挥水库的调节作用、优化利用径流资源、增加梯级发电量, 完成防汛和发电的任务, 实现水电站的效益最大化。

1 水电联合调度的意义

1.1 对公司发展的意义

随着流域内水电站的不断建设发展, 为了对水电站进行有效地管理, 保证水电站的发电效益, 需要采用水电联合调度的方式, 对于各级水电站进行有效管理, 保证水库防汛安全, 并且提升水电站的发电效率。采用联合调度的方式, 能够发挥水电站的优势, 提升水电公司的核心竞争力, 发挥水力发电的优势。采用水电联合调度, 能够对流域内的水流进行补偿调节, 从而保证流域径流的充分利用。天然水情受到季节变化的影响较大, 其中汛期以及枯季的水量变化较大, 因此需要发挥龙头水库的调节作用, 保证水电站的发电效率。

1.2 对于人力资源开发的意义

当前阿坝水电站的调度人员、值班人员、管理人员以及测报系统维护人员不足, 为了对流域内的水电站进行有效管理, 提升水电站的运行效率, 需要采用水电联合调度方式进行管理。采用水电站联合调度的方式, 能够物尽其用、人尽其责, 合理的利用水电站调度人员, 集中人员自愿与物力资源, 节省管理成本, 提升水电站的经济效益。

1.3 对于水电资源利用的意义

采用水电联合调度的方式, 能够优化水电电镀, 并且以水电防汛安全为前提, 对于现有的水电方式进行调节, 随求水电效益的最大化。阿坝地区水资源丰富, 年净流量大, 采用水电联合调度, 能够有效的利用洪水资源, 并且对于各级电站进行拦蓄调节, 从而加强与电网的协调, 减少弃水量, 增强水资源的利用效率。其中龙头水库能够对于水资源进行调节, 丰水期调节下游防汛压力, 枯水期增加入库径流量, 从而保证水力发电效益。

1.4 对电力营销工作的意义

电力营销工作室发电公司通过对电站机组、电网形势的分析, 从而提出合理、科学的调度建议, 从而实现水电的效益。在电力营销过程中, 采用水电联合调度, 能够加强与电网的沟通, 从而开展多层次的协调交流工作, 根据来水情况以及电网需求进行发电, 少弃水, 实现发电公司与电网的双赢。

2 水电联合调度系统建设

2.1 监控系统基础

为了对水电站联合调度提供数据基础, 需要在各水电站的进水口安装压力传感器以及水位浮子开关等检测设备, 并且于尾水水位安装监测设备, 从而对进水口以及出水后的水位进行监测, 为水电调度提供数据支持。除了在水电站的进水口与出水口进行水位监测之外, 同时接入了小金川流域以及脚木足流域的部分重要水文、雨量站, 形成覆盖流域的水情广域网络, 采用单模光缆连接各监控系统, 并且采用DL476协议实现信号的互相传输, 并且对监控系统进行优化计算, 从而得出相关的控制量。通过构建监控系统, 能够为水电站联合调度提供数据支持, 实现水电调度的优化设计。

2.2 通信系统建设

随着多水电站的建设与发展, 电站与电站之间需要采用有效的通信网络进行数据传输与连接, 为了保障数据传输的有效性与安全性, 阿坝水电站采用专用的通信网络, 以电力光纤为主, 以及采用甚小孔径终端作为备用通道的从而构建水电调度的广域网络。当前阿坝水电站的水电联合调度系统已经覆盖了整个流域, 从而形成了水电站联合调度的广域网络, 能够实现全流域水情信息共享、洪水统一调度、水务计算统一管理以及发电优化调度的要求。

2.3 水电联合调度管理建设

采用“集中经营, 统一管理”的管理模式对阿坝水电站进行集中、统一调度管理, 采用三班制进行管理, 其中调度中心配置主管1人、调度员2人、值班员2人, 主要负责对阿坝地区的水库进行调度管理, 编制发电佳话、洪水预报, 与电网调度部门沟通协调。水电站联合调度统一管理主要以流域水文预报进行编制发电佳话, 并且上报网、省电网调度部门与上级主管部门, 审核、批复后下达电厂实施, 对于水库运行进行管理, 实现水电的优化调度。

3 水电站联合调度效益分析

在采用水电联合调度以来, 阿坝水电站进行了有效的管理, 改变了原来的各电站“单兵作战”的管理模式, 实现公司整体经济效益的最大化。在水电联合调度过程汇总, 根据电站的水情实况以及来水预测, 合理的编制电站的发电计划以及中长期运行方式, 并且与电网写作, 实现水电工作的优化调度。开展水电联合调度工作以来, 阿坝水电站的水库入库水量增加, 而且相比于联合调度之前, 发电量增加了12%, 比年初的计划超出5亿k W·h, 具有明显的经济效益。而且在枯水年份, 水情主要表现为降雨量少、溢洪水量少, 入库水量少等情况下, 发挥龙头水库的调节功能, 加大发电方式, 为下游电站补充水量, 提高流域电站水能利用率, 发电量与降水量较多的历史发电持平, 未出现明显的波动;洪水期间龙头水库能够极大的减轻下游各电站的防洪压力, 确保防洪安全。开展水电站联合调度以来, 2012年与2013年的电网协调工作发展顺利, 及时的为电网提供水情报告与分析, 并且水电站长期保持满负荷一条线运行, 对于电力工作发展具有重要的意义。

4 结语

运行实践表明, 采用水电站联合调度的方式, 能够减少水情预报误差, 减少弃水率, 增加发电效益。水电联合调度的管理方式, 能够优化水资源的利用效率以及人力配备情况, 确保“集中管理、统一调度、现场值守”的优势, 增强水电联合调度的运行效益, 提升水电利用效率。随着电力体制改革的不断进行, 水电站联合调度将发挥更大的作用。

摘要：水电联合调度对于水电站的开发与效益具有重要的意义。本文以阿坝水电站的水电联合调度现状以及管理模式进行探讨, 针对水电站常规调度原则, 对于影响水电站联合调度的因素进行分析, 从而实现水电站联合调度的效益。

关键词：联合调度,水电站,保证率,流域

参考文献

[1]水电站机电设计手册编写组.水电站机电设计手册:电气二次[M].北京:水利电力出版社, 1984.

[2]李泽宏.综合多重影响因素的梯级水电站群优化调度实践及成效[C]//梯级调度控制专业委员会2007年学术交流论文集.武汉:长江出版社, 2008.

[3]李继清, 姚志宗, 贾怀森, 等.刘家峡水库防洪限制水位汛期动态控制方法[J].水电自动化与大坝监测, 2007, 31 (2) :11-14.

中国首座煤气化联合循环电站投产 篇2

IGCC即整体煤气化联合循环发电系统被国内外公认为未来最具发展前景的洁净煤发电技术之一, 环保性能好, 污染物的排放量约为常规燃煤电站的10%, 脱硫效率可达99%, 氮氧化物排放只有常规电站的15%～20%。同时, IGCC能够捕集与封存相结合, 实现CO2的近零排放。基于IGCC技术, 还能同时生产替代天然气、甲醇、汽油、尿素、硫磺及灰渣建材等等, 实现电力和化工的联产, 有利于实现煤炭资源的综合利用, 具有极大的发展潜力。

华能集团公司联合国内多家大型国有企业和美国博地能源公司, 在天津市滨海新区开工建设首座265兆瓦IGCC电站, 采用具有华能自主知识产权的世界首台两段式干煤粉加压纯氧燃烧气化炉以及多项新技术新工艺, 污染物排放接近天然气电站排放水平, 发电效率相比同等规模的常规燃煤电站提高6～8个百分点, 将目前成为我国最环保高效的燃煤电站。

联合电站 篇3

关键词：清水河流域,梯级水库,优化调度,效益

1 电站概况

贵州乌江清水河水电开发有限公司 (以下简称清水河公司) 成立于2004年, 公司的主要任务是开发清水河流域的水能资源。目前, 清水河公司下辖大花水、格里桥两个水电站, 大花水电站 (装机2×100 MW) 于2007-11投产发电, 格里桥水电站机组 (装机2×75 MW) 也已于2010-02和2012-03投产发电。

大花水电站是清水河干流水电梯级规划中的第三个梯级, 电站位于清水河中游, 大花水坝址控制流域面积4 328 km2, 坝址多年平均流量75.8 m3/s, 年径流量2.41×108 m3。电站水库正常蓄水位868.00 m, 死水位845.00 m, 调节库容为1.355×107 m3, 库容系数为0.056, 水库具有不完全年调节能力。格里桥水电站是清水河干流水电梯级规划中的第四个梯级, 正常蓄水位为719.00 m, 死水位为709.00 m, 调节库容1.881×107 m3, 属日调节水库, 调节性能较差。

大花水、格里桥水电站均位于清水河流域, 格里桥水电站距上游大花水电站厂房约21 km, 距离较短, 形成了一个小型的梯级调度模式。两站工程规模适中, 地理位置优越, 距负荷中心近, 工程的主要任务是发电, 为贵州东部电网供电, 是东部电网的主要支撑电源, 同时, 在贵州电力系统中, 它们还承担着调峰、调频和事故备用等任务。

2 研究背景及意义

随着生产经营管理理念的不断转变, 清水河公司已经认识到单一电站的水库调度运行方式较为简单, 远不如梯级联合水库经济调度的运行情况复杂, 而且其对水资源的整体利用效率不高。当格里桥水电站建成并投运后, 如何能够既满足梯级电站的防洪安全调度, 又满足电站水库经济调度的需要, 发挥小流域梯级电站的整体效应, 已经成为了清水河公司必须重视和亟待解决的课题。课题研究方向也将解决流域内水资源利用三个方面的问题: (1) 协调水能资源在时间和空间上的再分配; (2) 提高电站安全防洪度汛能力; (3) 提高水能利用效率, 实现水库节能优化调度。

因此, 在新形势下, 为了取得更好的经济效益和社会效益, 组织开展和探索、研究清水河小流域梯级联合水库优化调度运行方式具有非常重要的意义。

3 梯级联合优化调度管理的具体措施

3.1 数字化管理流域梯级电站

清水河公司积极采用先进的技术手段, 建立并投入运行了清水河流域水调自动系统, 规模为1个中心站 (大花水电站) , 22个遥测站点, 并于2010年实现了与乌江公司中心站的连接。系统运行以来, 公司先后对流域水调自动系统的通信组网方式、系统平台、洪水预报和图形报表等不断完善和优化。目前, 采用VHF/GSM、光纤/GSM、GSM/Inmarsat-c、光纤/Vsat四种双信道混合组网的通信方式, 这样确保了系统的安全性、稳定性和可靠性。

水调自动化系统的建设满足了水调实际生产的需要, 功能设置考虑了水调工作的特点, 将多种类、多时段 (实时和历史) 的数据紧密结合, 集实时监视、综合应用和统计分析于一体, 实现了水调数据分析的图形化、报表化, 使水调人员能及时、详细掌握水库流域的降雨量和运行情况, 大幅提高了水调人员的工作效率。

3.2 注重人才培养, 加强技术培训

为了做好清水河流域的水库调度工作, 清水河公司积极组织“内培为主, 外培为辅”的技术培训活动。近几年来, 水库专业管理人员共参加了3期乌江集控中心水情人员专业技术培训, 并在培训后开展资格认证考试, 7位水情人员获得了水库调度员资格, 实现了水情值班人员持证上岗工作。同时, 还组织相关人员参加了2期由水情系统供应商南瑞公司开展的应用培训。通过开展一系列有目的、有计划的技术培训工作, 不断强化职工的专业理论知识和技能。

由于新技术、新观念的不断应用和发展, 清水河公司水情人员的业务素质和技术水平都有了很大的提高。水情人员在计算机管理和应用、水情自动测报系统、水文预报、水库调度及其他水务管理方面都有了进步。近几年来, 随着清水河公司的规范化管理, 水务管理也逐步向规范化、制度化的方向发展, 人员素质已基本满足水库梯级联合调度的要求。

3.3 提高水文预报精度

清水河公司对清水河流域范围内的17个小水电进行实地调查, 对大花水水库上游的松柏山水库、花溪水库、阿哈水库、下坝水电站等较大的水库资料进行了核实。通过一系列的调查工作, 调查人员熟悉了大花水、格里桥水库上游水利设施建设的分布情况, 理清了各水库之间的相互关系, 也掌握了其泄洪能力, 并以此分析了在不同洪水量级条件下各水库泄洪时洪水进入大花水水库库区的时间, 为清水河流域内洪水预报的准确性提供了保障。

精度较高的水文预报使清水河公司在协调防洪、兴利用水之间的矛盾时, 在一定的遇见期内可以提前计算入库洪水的流量和洪量等参数。有效利用精度较高的短中期水文和气象预报, 能够在汛期提前防御洪水, 确保防洪安全, 在后汛期和汛末能够最大程度地抬高水位, 提高后期兴利的效益。中长期水文预报具有较长的预见期, 在防汛工作中, 结合短期洪水预报, 在一定程度上掌握了整个防汛斗争的主动权。

3.4 制订水库优化调度方案

3.4.1 大花水电站

基本资料的选择是以大花水水电站历年的运行资料为主, 并参考水文系列资料, 以最不利于大坝安全运行条件为原则, 选取历年入库的洪水资料, 以最大一场洪水洪量分析水位允许到达的下限值 (产生的洪量越大, 水库需要预留的防洪库容也就越多, 水位相应地就会变低) , 以月多年平均洪量确定水位运行的上限值, 排除偶然性事件, 由此确定大花水水库在经济运行过程中各个时期的水位控制范围。

通过计算可知, 大花水水库年水位分期控制为:汛初 (5月) , 大花水水位为850.07~859.75 m;汛中 (6—7月) , 大花水水位维持在845.0 m;汛中 (8—9月) , 大花水水位维持在863.0~867.0 m;汛末 (10月) , 大花水水位为865.64 m;枯期 (11月—次年4月) , 大花水水位维持在868.0 m (863.0~868.0 m, 枯期最低运行水位不得低于863.0 m) 。

3.4.2 格里桥水电站

3.4.2. 1 利用补偿调节作用优化水位运行方式

格里桥水库入库径流绝大部分是由上游大花水水库发电水量供给, 区间流量较少。当进入汛期时, 大花水电站根据来水情况和库存水量适时调整和控制补偿水量, 来水较大、库水位较高时, 要保证两站一条线满发电量;而在枯水期, 格里桥水电站由于受调节能力的限制, 大花水电站则利用水库存蓄的水量加大出力发电, 为下游格里桥水电站补偿水量, 提高运行水位, 降低耗水率, 增加发电量。这样的联合调度的优点是: (1) 可以提高水量的重复利用率, 增加两站的发电量; (2) 兼顾了格里桥水电站, 优化了其运行方式, 从而实现梯级水库运行经济效益最大化。

3.4.2. 2 掌握来水特性, 分期控制运行水位

分别以汛期和枯期大花水至格里桥区间 (以下简称“大格区间”) 流量的时期变化为基础, 对区间流量进行分析、讨论, 以此优化格里桥水电站在不同条件下的经济运行水位。

3.4.2. 2. 1 大格区间流量分析

格里桥电站入库流量主要由大花水电站出库流量、支流蛤蚌河和冷水河天然径流三部分组成。根据2010—2011年流量数据资料统计分析, 在枯期, 当大格区间面雨量达到20 mm左右时, 并在持续小雨的情况下, 区间流量可达到20~35 m3/s;当流域内持续小到中雨时, 区间流量在10~20 m3/s之间。

3.4.2. 2. 2 基本资料选择和经济运行水位分析

汛期, 两站机组满发, 区间流量取最大值35 m3/s;枯期, 两站机组满发, 区间流量值取15 m3/s。

汛期:大花水电站满发流量175 m3/s, 最大区间流量35 m3/s, 格里桥电站净入库流量25 m3/s, 当水位涨至719.0 m时, 需要21.98 h。在汛期内, 由于天气形势变化无常, 暴雨频繁, 再加上格里桥电站调节库容小, 电站防汛压力大, 所以, 建议汛期格里桥电站经济运行水位还是保持在717.0 m。

枯期:当格里桥水电站枯期运行水位控制在718.00 m, 大花水电站满发流量为175 m3/s, 最大区间流量为15 m3/s, 格里桥电站净入库流量为5 m3/s时, 水位涨至719.0 m需要109.9 h, 约4.6 d。在枯期, 大花水电站发电流量和区间流量不可能连续4 d达到175 m3/s和15 m3/s, 即使都达到了最大流量, 在接近5 d的调节时间里, 通过大花水电站运行方式调节, 完全可以保证格里桥电站的运行安全。因此, 在枯期, 格里桥电站水位控制在718.0 m运行是可行的。

结论:格里桥水电站汛期水位在717.0 m左右运行, 枯期水位可抬高到718.0 m左右运行, 这种运行方式是可行的。

4 梯级联合优化调度管理的实施效果

4.1 梯级联合调度经济效益

实施梯级联合优化调度管理后, 大花水、格里桥水电站耗水率指标逐年提高, 节能经济运行效益显著。

通过对流域大花水和格里桥水电站的梯级优化调度管理运行方式的探索、研究和实践, 结合流域来水特性, 不断深挖大花水、格里桥水电站的发电潜力, 分时期对其水位进行优化控制, 这是清水河公司在开展管理现代化创新活动中的重大举措。公司提出的水库经济运行方式对提高格里桥水电站水资源利用水平和增加发电效益有非常明显的效果。

大花水电站经过优化调度管理后, 2012年比2011年耗水率降低了6.92%, 按2011年发电水量计算, 增发电量1.658×107 k W·h, 折合经济效益446万元。2013年, 优化运行方式后, 格里桥水电站耗水率比2010年降低了9%, 经过计算, 2013年比2011年增发电量3.363×107 k W·h, 按上网电价0.269元/k W·h计算, 直接经济效益比2011年增加了约905万元。

4.2 梯级联合调度环境效益

水资源是作为清洁能源被利用的, 水电不仅可以代替部分火电、核电, 具有调峰的优点, 在电网安全运行中还起到了非常重要的作用, 可以提高水资源的利用效率而基本上不改变水质、不排放污染物。

梯级水库联合调度调节也在一定程度上减少了火电等一次性能源的发电量和电力生产对一次性能源的消耗, 缓解了日益紧张的能源压力, 而且梯级水库比单个水库的抗御洪、涝、旱、碱等自然灾害的标准要高。同时, 梯级水库联合调度还降低了灾害的影响程度, 有效地保护了生态环境和生物的生存生境, 减少了水灾、旱灾对人类和动、植物造成的破坏, 减少了水土流失和土壤侵蚀, 也减少了洪水造成的污染扩散和疾病流行, 为人们提供了相对稳定、安全的生活和生产环境。

参考文献

[1]周苗菲.小水库群梯级联合调度研究与应用[D].保定:华北电力大学, 2011.

[2]朱江.乌江流域实行梯级联合调度的必要性和可行性分析[J].贵州水力发电, 2003, 10 (4) .

[3]朱永英.水库中长期径流预报及兴利调度方式研究[D].大连:大连理工大学, 2004.

联合电站 篇4

在河流水能资源的开发利用中, 为满足防洪兴利双重目的, 形成一群共同工作、一定程度上相互协作、共同调节径流、满足流域整体中各部门的多种需要的水库, 称之为梯级水电站水库群。梯级水电站水库群最主要的特点是上下库间的水力联系, 集中体现在位于上游的、较高调节程度的水库对天然来水起了调节作用, 改变下游水库入库流量的年内分配、甚至年际分配。

目前, 以流域为单元实行水资源的综合开发与统一管理, 已经在世界范围内形成了一个潮流。我国地域辽阔、河流众多, 大江大河径流充沛、落差巨大, 蕴藏着极为丰富的水能资源, 形成了十三大水电基地, 是我国能源的重要组成部分。

1 我国流域梯级水电站群联合运行模式现状

我国水能资源在地域分布上具有局部河段或区域资源集中的特点, 有利于形成规模化的水电基地, 目前我国已经形成了包括黄河上游、乌江流域、澜沧江流域等在内的十三大水电基地。

我国水电开发模式经历了四个主要的发展阶段:传统计划经济体制下的指挥部模式;市场经济体制下的业主负责制;流域、梯级、滚动、综合开发机制;混合所有制股份企业流域开发模式。

目前“流域、梯级、滚动、综合”水电开发模式, 仍然是当前乃至今后相当长时期内水电开发模式的主流, 该模式以已建水电站为母体, 用母体水电站的发电效益来逐级开发流域内的其他水电站, 以水电效益为龙头形成汇集流域内相关产业发展的综合效益, 达到开发与保护并重、实现流域资源的可持续发展。遵循水电站建设规律, 结合电力市场供求状况, 优先开发条件好, 调节能力强, 经济效益显著的水电站, 充分发挥流域综合效益。并建成了清江干流、三峡梯级、乌江梯级以及澜沧江干流等具有代表性的梯级水电站水库群优化调度模式。

2 我国流域梯级水电站群联合运行面临的问题

实现流域梯级水电站群的联合运行, 是流域梯级水电站建设发展的必然趋势, 能够大大提高流域水能资源利用效率, 实现经济效益和社会效益的最大化, 而然, 梯级水电联合优化运行仍在存在着许多挑战。目前比较突出的主要有三个方面:

2.1 组成流域梯级水电站水库群的各个电站之间发电计划的制定与协调

在作出流域洪水预测的基础上, 按照电网调度的要求, 及时调整水库调度计划, 制定组成流域梯级水电站水库群的各个电站的发电计划制定与协调是一个复杂的长期过程, 加之电力体制改革、电力市场化交易等环境因素的影响, 对流域干支流梯级水电站水库群发电计划的协调是流域梯级水电站群联合运行面临的一个重要问题。

2.2 流域各个主体之间的效益分配与补偿机制

对于梯级开发、投资多元化的流域, 在其联合运行实施中, 应充分考虑各个主体的利益, 建立完善的效益分配与补偿机制, 避免水库长期处于低水位运行, 严重影响流域的发电效益和防洪调度。

2.3 组成流域梯级水电站水库群的各个电站之间信息与资源的共享

目前我国大多数流域的信息采集系统仍不够完善, 比如水情遥测站点数量较少或者除了梯级各水电站上下游少数几个标志性的站点以外, 其余的遥测站点均同时布设了水文部门的报讯站点等, 造成重复建设。此外, 由于各系统信息采集、编制口径不一致, 限制了信息数据的共享性等。

3 我国流域梯级水电站群联合运行前景展望

目前, 我国正处于电力改革、电力市场化交易的试行阶段, 未来, 流域梯级水电站水库群优化调度将从以下几个方面取得长足的发展和进步。

3.1 流域梯级水电站水库群运行模式自动化水平提高

将水库调度原则和电力市场原则相结合, 考虑水电站工程枢纽安全、对电网运行的影响等因素的基础上, 在未来电厂“无人值班”、“少人值守”发展趋势的要求下, 提高电能传输质量, 注重设备的更新改造和预防性检修, 节省投资, 随着计算机水平不断提高, 流域梯级水电站水库群优化调度工作自动化水平将不断提高。制定合理的发电计划。提高设备自动化水平。

3.2 流域梯级水电站水库群优化调度机制更加完善

通过公平协商, 完善流域效益分配机制, 兼顾上下游和干支流之间的协调发展, 促进资源优化利用。一方面, 完善梯级水电站水库群联合调度的利益分配和补偿机制的法律保障和政策措施。另一方面, 研究联合调度的利益分配和补偿机制, 充分协调各方利益, 促进地区经济社会的和谐发展。同时确保公益性调度行为有效实施。

3.3 进一步关注流域生态环境保护等需求

将生态环境保护因素, 纳入联合调度统一考虑, 促进社会对水电的客观认识和正确判断, 积极探索梯级水库群防洪、兴利与生态环境相互协调、统一的水库综合调度方式, 减少水库群对河流生态和库区水环境造成的负面影响, 将水库群对河流生态和库区水环境造成的负面影响控制在可承受范围内。

4 结束语

建立梯级水电站水库群联合优化调度模式, 是未来流域水能资源开发利用的趋势。我国地域辽阔、水能资源丰富, 形成了十三大水电基地, 建设了一系列在国民经济、社会环境等方面发挥在着巨大作用的梯级水电站水库群。同时也将长期面临着各个电站之间发电计划的协调与制定面临巨大挑战、流域各个主体之间的效益分配与补偿机制不够完善、各部分之间信息与资源共享水平有待提高等问题。未来, 我国流域梯级水电站水库群优化调度模式将结合电力改革的大环境, 进一步提高流域联合调度自动化水平、进一步完善相应机制, 同时结合大环境要求, 加强对生态环境的保护等需求。

摘要：未来水能资源开发利用的发展趋势是以流域为单位实行水能资源的统一开发和利用, 即形成流域梯级水电站水库群, 梯级水电站水库群联合优化调度共同进行流域水能资源的开发、利用、治理、保护等, 实现流域水能资源的高效利用。经过长期的理论研究和实践探索, 我国形成了一系列具有共性又各具特色的水电站水库群联合优化运行模式。文章简要阐述了我国流域梯级水电站群联合运行模式现状、面临的问题以及前景展望, 具有一定的工程实际意义。

关键词：梯级水电站群,联合优化运行,前景

参考文献

[1]梅亚东, 熊莹, 等.梯级水库综合利用调度的动态规划方法研究[J].水力发电学报, 2007, 26 (21) :1-4.

[2]韩桂芳, 陈启华, 张仁贡.动态规划法在水电站厂内经济运行中的应用[J].水电能源科学, 2005, 23 (1) :48-62.

[3]周瑞蓉.梯级水库群发电优化调度的理论与实践研究[J].电源技术应用, 2013 (12) :421.

[4]鲍正风, 徐杨, 等.溪洛渡、向家坝与三峡梯级水库联合调度[J].水电厂自动化, 2014, 35 (4) :56-61.

[5]左天才, 谢思敏.乌江流域梯级水电站几种管控模式探讨[J].远程集控与电厂监控, 2006 (1) :1-6.

联合电站 篇5

为了保证核电的安全性和经济型, 当前国内建成投运的核电机组在临界并网后均采用带基本负荷运行也就是满功率运行, 然而, 随着核电机组容量的不断增大, 核电机组发电量占总发电量的比例也不断增加, 电力系统调峰形势越来越严峻, 这一点在一些电量需求不大的省份尤为明显, 因此, 后续新建的核电机组将面临着比较严重的调峰运行压力。

目前世界上运行的压水堆核电机组已有几十年的日负荷跟踪运行经验, 在此期间这些参与日负荷跟踪的电站均安全稳定运行, 验证了压水堆的可靠性及日负荷跟踪运行的可行性。在核电占电网总装机容量比重很大的法国 (78%) 、韩国 (42%) 、日本 (36%) 、美国 (20%) , 核电机组都要适当地满足电网调峰的要求。中国在建和拟建的核电厂广泛采用新一代核电机组AP1000, 其采用机械补偿燃耗的负荷调节形式, 具有很好的负荷跟踪能力, 还应用非能动理念设置安全系统和主要设备, 具有良好的动态性能, 能够满足参与电网调峰的需要。核电机组的调峰运行可能会对机组的安全性和经济性造成影响, 而抽水蓄能电站具有良好的调峰性能, 二者联合运行将能更好地满足电力系统的需要, 并保证核电机组带基荷稳定运行。通过研究AP1000核电机组调峰运行的特性及影响因素, 提出核电机组直接参与电网日负荷调峰及核电与抽水蓄能机组联合运行调峰的运行模式。

1 AP1000核电机组的功率调节方式

传统的压水堆核电站运行中一般采用控制棒和硼浓度作为控制量来实现反应堆的负荷跟踪控制, 其中控制棒控制的是快速的反应性变化, 主要用于补偿燃耗、堆芯毒物的反应性变化。AP1000主要依靠M棒组调节堆芯反应性快速变化, OA棒组控制堆芯功率分布, 可以实现较快的功率响应, 而且一回路此时不会产生大量的废水废液, 增加三废系统的运行压力。因此, 它的设计可以适应电网的快速调峰、调频任务。AP1000有三种运行控制模式, 分别为基本负荷模式、负荷跟踪模式和负荷调节模式。基本负荷模式维持电厂在满功率状态下全天运行。负荷跟踪模式需要跟踪+10%~-10%阶跃变化和+5%/min~-5%/min线性变化的瞬态工况, 并考虑“12-3-6-3制的负荷日循环方式”。所谓“12-3-6-3制的负荷日循环方式”是指在每昼夜内, 负荷从高到低, 在低谷期间运行一段时间, 再返回到高负荷, 如此每日循环。即在100%负荷运行12h, 用3h由100%降到50%, 在低谷运行6h后, 再用3h恢复到100%负荷。负荷调节模式, 也叫频率控制模式, 是指变化速率为2%/min的总幅度不超过10%的功率变化。控制频率用于响应电网频率变化。

1.1 负荷调节介绍

负荷调节模式的存在允许AP1000机组在功率大于90%时参与电网调频。负荷调节工况下控制棒根据冷却剂平均温度和参考温度之间差值进行移动来调节反应堆功率, 当冷却剂平均温度大于参考温度时控制棒下插, 当反应堆冷却剂平均温度小于参考温度时, 控制棒上提, 提升反应堆功率。其中控制棒能够控制的反应堆功率为10%, 旁路排放系统能够控制的反应堆功率是40%, 快速降功率系统能够控制的反应堆功率是50%。负荷调节模式下, 冷却剂平均温度控制死区会延展, ΔI运行区被放宽, 降低系统灵敏性, 减少由于机组参与调频引入微小扰动导致的控制棒棒组频繁动作, 减少棒组的磨损和堆芯功率分布的扰动。这样的灵活控制方式不仅能很好的实现负荷跟踪同时也能降低机械部件的磨损。

1.2 AP1000参与调峰的必要性

由于AP1000机组具备负荷跟踪能力和自动负荷循环能力, 并且可采用不调硼负荷跟踪模式, 具有良好的动态性能。根据AP1000机组所在地区的电网负荷情况不排除该类型核电厂参与电网调峰的可能性。

2 核电与抽水蓄能电站联合运行的必要性

即便AP1000核电机组具有很好的负荷响应能力, 但是我们还是优先考虑电站带基本负荷运行。压水堆核电机组不利于参加调峰的特性表现在: (1) 控制棒插入过深将引发局部功率峰, 降低安全裕量; (2) 调节硼浓度会造成放射性水的产生和排放等系列问题; (3) 中毒效应对堆功率改变有瞬态影响; (4) 堆芯在寿期末将逐步失去跟踪负荷或参与调峰的能力; (5) 燃料芯块与包壳的相互作用使反应堆升降功率的速率低于 (3%Pn) /min。在安全性上, 核电机组调峰对常规岛设备的安全、寿命有负面影响, 对核蒸汽供应系统的个别组件带来金属低周疲劳、燃料包壳与芯块的相互作用问题, 这限制了反应堆调峰的深度与速度。在经济性上, 核电机组调峰降低了其经济性。

2.1 核蓄联合运行的优越性

为了提高电网和核电厂的安全性, 采用抽水蓄能电站调峰辅助核电运行的方式, 首先抽水蓄能机组是核电按基本负荷运行的有利保障, 核电机组要带基本负荷运行, 必须要解决调峰问题, 若电网中水电比重不大, 火电调峰能力有限, 则只能靠抽水蓄能机组, 因为它具有调峰和填谷的双重功能。其次抽水蓄能电站有助于核电厂的安全, 保持核电机组完好性对核电厂安全有重要意义, 而核电厂长期稳定运行是保证核电机组完好性的有利保障。为了做到这一点, 在电网中配合抽水蓄能电站可以避免核电机组频繁升降负荷, 大大节省了瞬变消耗, 提高核电运行设备的安全裕度。

2.2 核蓄联合运行原则

核电机组带基荷运行, 充分发挥抽水蓄能的调节作用, 二者联合, 也就是核蓄联合运行方式。运行的总出力率曲线有效跟踪日负荷率曲线变化。核蓄联合运行模式可分为3类: (1) 完全跟踪模式。核蓄联合机组出力率完全跟踪电网日负荷率曲线; (2) 三段制跟踪模式。根据电网日负荷曲线将一天划分为峰、平、谷3个时段, 每个时段内, 核蓄机组出力不变, 核蓄联合机组的平均出力率与电网平均负荷率一致; (3) 不完全跟踪模式。核蓄联合有多种不完全跟踪方式, 考虑典型方式:抽水蓄能机组的抽水容量和总发电容量均为其全部容量, 电网负荷高峰时发电, 负荷低谷时抽水, 日抽水电量与日发电量平衡;核蓄联合机组的日平均出力率与电网日平均负荷率一致。

3 结论

(1) AP1000机组具有多种负荷调节能力, 在高功率投运负荷调节控制方式时具有良好的调峰能力, 能够控制阶跃10%和变化速率小于5%/min的负荷变化情况, AP1000机组具有更优越的运行性能和更加灵活的运行方式, 作为核电厂的运行人员, 掌握AP1000机组负荷调节模式的设计特点, 熟悉其对电厂系统运行的影响会有助于全面理解AP1000的先进技术, 指导今后AP1000的运行实践, 极大地提升核电的安全稳定性及调峰能力。

(2) 核电与抽水蓄能机组联合运行可很好地满调峰的要求, 并能保证核电机组带基本负荷安全运行, 具有较高的安全性和经济性。核蓄一体化联合运营模式将会提高电力系统的运转效率, 增强调节灵活性并提高可靠性。

摘要：随着核电机组容量的不断增大以及核电机组发电量占总发电量的比例不断增加, 后续新建的核电机组必将会参与电网调峰, 本文详细解析了AP1000核电机组负荷调节方式和特点, 同时根据所选分析核电机组所在地区的地址条件, 结合当地抽水蓄能电站的设计规划情况提出了核电机组直接参与电网日负荷调峰的运行模式。结合抽水蓄能的运行特性, 比较分析了核电与抽水蓄能机组联合的调峰运行模式。AP1000核电机组具有良好的调峰能力, 在投运负荷跟踪模式时可按照“12-3-6-3”的出力方式参与电网日负荷调峰, 但其调峰的深度和速度受到安全性及经济性的限制。将抽水蓄能机组与核电机组联合运行, 可满足电网调峰的要求, 并保证核电机组带基本负荷稳定运行。

联合电站 篇6

近年来,流域梯级电站远程集控中心(简称集控中心)[1]在全国各地相继建立, 为电厂的生产管理模式注入了新的活力,“都市水电” 也由梦想变成了现实。 从目前集控中心的建设情况来看,虽然各有差异,但目的相同,都是为了追求企业的最大综合效益[2]。从实际运行效果来看,也是比较成功的。集控中心已经成为流域水力发电企业生产调度的主要手段,但是,仍然存在流域水资源未得到充分利用、流域整体竞争力不强、流域整体调节性能未得到充分发挥等问题[3],因此流域梯级电站实行智能联合调度[4]以及对集控中心进行信息化管理迫在眉睫。

建立集控中心并对其进行信息化可以充分发挥流域水能资源综合效益,综计资料表明,通过对梯级电站进行集中控制,可优化水库长期调度,使发电量增加1.5%~2%。 另一方面,实现梯级电站信息化集中远控,可大幅度降低运行管理费用。 对集控中心进行信息化,实现电站的“无人值班”(少人值守)运行方式,将减少电站现场值班人员的配置及配套设施建设, 从而降低电站运行管理费用[1]。

从20 世纪60、70 年代开始,设计、科研等部门就梯级电站联合调度及优化运行课题,进行了大量的理论探索和工程实践,并取得了丰硕的成果;到80 年代,我国已普遍实行水库及水电站优化调度。 目前,成熟的计算机监控、远程通信技术、遥感传感等技术使大型电站群通过远距离集中控制实现联合运行成为可能。

2流域梯级电站智能联合调度远程集控中心信息化管理构建

2.1 基于CPS的梯级电站智能联合调度信息化管理

在传统电力体制下,机组发电调度由电网公司负责,电网考核企业的主要指标是企业发电设备的安全性、可靠性、稳定性及投运率等。 这就使得企业的中心工作主要围绕发电设备的运行、维修、检修及水工建筑物来开展,形成了以保证电厂设备完好为核心的生产管理体系。 在该体制下,企业的水库调度只能对电网调度及企业生产组织指挥机构起到参谋作用, 而不能发挥决策作用,造成水电企业“重电,轻机,轻管水”[5]的生产管理模式。

梯级电站的远程集控中心智能联合调度信息化管理将对企业原有的生产管理体制进行改革, 企业中心工作不仅局限于保证设备完好,而是追求企业的综合效益最大化;远程流域调度集控中心成为流域开发公司的生产调度控制中心和生产信息中心;整个生产过程如图1 所示:流域调度集控中心首先通过由计算机技术、传感技术、数据库技术、RFID技术、RS技术、通讯技术等构成的信息物理融合系统(CPS)对来水量、发电量以及发电上网量进行准确的预测,将水位、水情、发电量以及用电量传输给智能联合调度系统, 在满足防洪需要和保证综合利用要求的前提下,依据调度规程编制调度计划及控制。

在各个电站发电运行过程中集控中心通过CPS的监控反馈功能从各节点获得流域实时水情水位以及电站运行信息, 并对信息进行解码,利用数据挖掘技术对信息进行分析,通过控制论技术对各物理实体进行实时高效的调整, 以对各节点实行远程智能控制,并将分析结果发送给水文防汛部门、电网调度部门及其他部门,根据“水电互动,方案最优”[5]的调度规则,来做进一步的调度规划。

2.2 基于现代网络及信息技术的流域调度机构信息化管理

对梯级电站进行统一调度管理, 这就要求梯级电站群设置唯一的流域调度指令,对外要统一接受有关部门的调度指令,对内要统一对电站的防洪、发电等进行调度。 各梯级电站通过计算机技术、传感技术、数据库技术以及通信等技术建立与流域调度机构的调度、通信、可视化监控等的网络连接,直接接受流域调度中心的调度命令,调度执行梯级枢纽监控系统。

智能联合梯级调度机构作为企业内一个新兴的职能部门,它的成立也必将改变企业原有的组织结构和电力生产组织管理关系; 同时梯级电站实行智能联合调度的也可能使企业行政管理迈向信息化,形成智能行政管理系统(在此不展开详述)。

2.3 远程集控生产模式信息化管理

梯级电站的远程集中监控和统一管理是梯级电站智能联合调度的实现途径, 只有将各梯级电站的运行状态信息等集中于统一的梯级调度机构, 才能为梯级电站的智能联合调度提供信息基础和决策依据。 梯级电站智能联合调度在远程集控生产模式下,流域调度机构成为了各梯级电站的远程集中控制中心,所有梯级电站调度控制指令均由流域梯级调度机构下达并远程执行,现场仅保留少数值守人员,也即采取“无人值班”或“少人值守”的运行方式。

3总结

先进可靠的梯级调度信息物理融合系统是梯级电站智能联合调度实现的关键,只有建立了完善的水库调度、电力监控、通信、水情自动测报系统等现代化程度高的自动化系统,才能保证远程集控中心信息化的顺利实施。 梯级调度系统作为水电企业的生产调度管理系统,需接入电网调度系统,因此必须符合机电网要求的规程、规范,并且还要满足电网对调度自动化系统的安全性、可靠性、稳定性和时效性的要求;此外梯级调度系统与企业内的生产关系、行政体系也密切相关,必须紧密结合企业生产调度关系,形成梯级电站自动化调度的能力。

摘要：随着信息网络技术的高速发展与广泛应用,人类社会也由工业经济时代步入了网络经济时代,信息发挥着越来越重要的作用,成为了管理的基础、决策的依据,对企业来说已经成为了一种重要的资源,信息化管理也成为水电企业适应市场变化的一个重要战略部署,水电企业调度进行信息化的节奏越来越快,要求也越来越高,文章在智能联合调度的基础上通过对流域梯级电站集控中心进行信息化管理构建,优化了水电企业运载生产、提升了管理水平、增加了企业效益。

关键词：梯级电站,智能联合调度,集控中心,信息化

参考文献

[1]胡浩远,丁杰.对流域梯级电站远程集控中心的几点思考[J].电子世界,2012(20):49-50.

[2]徐刚,夏甜.基于改进与优化调度图的梯级电站联合调度[J].水利水电科技进展,2014(3):44-49.

[3]曾华.马边河流域梯级电站群联合调度探讨[C]//四川、贵州、云南三省水电厂(站)机电设备运行技术研讨会论文集,2010.

[4]羊本勇.地方流域梯级电站联合调度监控系统的实现[J].四川水力发电,2007(5):84-86.