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　　1、引 言

　　古田溪水力发电厂位于福建省闽江支流古田溪上，由四座串联式电站组成，总装机 280MW。一级电站水库集水面积 1325km2，总库容 6.42 亿 m3，为不完全多年调节水库，正常高水位 382.00m，汛限水位 381.00m。二、三、四级电站水库库容分别为0.19 亿、0.15 亿、0.08 亿 m3，均为日调节水库。工程始建于 1951 年 3 月，1956 年 3 月第一台机组发电，1972 年四个电站全部建成。

　　古田溪一级电站原设计装机容量 62MW，机组经过多次技术改造，现有总装机容量 66 MW，额定发电流量 73.7m3/s。二、三、四级电站装机容量分别为 130、42、42MW，额定发电流量分别为 118.5、169.1、169.2m3/s，一级电站最大发电流量与下游二、三、四级电站不匹配，对古田溪流域经济调度效益影响很大。 古田溪梯级电站发电及水头特性见表 1。

表 1 古田溪梯级电站发电及水头特性

　　表 1 列出了古田溪一至四级电站的发电及水头特性参数。古田溪一至四级电站调节性能不同、装机规模不同、耗水率不同，为了合理利用水力资源，提高整个梯级电站的动能效益，古田溪水电厂多次开展梯级水库经济调度课题研究，总结、积累了行之有效、灵活多样的梯级水库经济调度运行方式。古田溪一级电站改扩建后，一级电站额定发电流量与下游二、三、四级电站基本匹配，古田溪梯级电站经济调度也必须进一步调整优化。

　　2、一级电站改扩建工程概述

　　古田溪一级电站经近 60 年运行，存在引水系统压力管道锈蚀严重，2009 年经检测，部分压力钢管腐蚀厚度达设计厚度的 33.3%，存在安全隐患。同时由于一级电站最大发电流量与下游二、三、四级电站严重不匹配，日常顶峰发电造成二、三、四级电站发电水头降低，影响了古田溪流域顶峰发电能力和经济调度效益。

　　为解决一级电站存在的安全隐患及龙头电站与下游梯级电站发电流量不匹配问题，古田溪水电厂委托福建省水利水电勘测设计研究院对一级电站进行扩建改造设计。工程利用古田溪一级现有大坝和水库，在一级电站水库内取水，新建引水系统及地面发电厂房，替代现有古田溪一级电站引水系统及地下发电厂房。新建电站安装两台机组，总装机容量 110MW，额定流量 112.4m3/s。2013 年 1 月通过福建省发展和改革委员会核准，同年 4 月获华电集团公司开工批复，2015 年 7 月第一台机组投产发电，2015 年 9 月第二台机组投产发电，目前电站运行状况良好，整个梯级电站的经济调度得到明显提升。

　　3、改扩建工程为提升古田溪流域经济调度创建坚实平台

　　3.1、减少一级水库弃水

　　工程扩建后一级电站发电流量从 73.7m3/s 增加到 112.4m3/s，汛期预测后期可能发生泄洪情况下，提前发电腾库能力提高了 52.5%。经统计和测算，扩建后一级水库平均每年可减少弃水约 5000万 m3，可增加全梯级电站多年平均发电量约 3360万 kW·h。

　　3.2、提升一级电站年平均发电水头

　　3.2.1、提高一级电站最低发电水位

　　一级电站原设计死水位为 354.00m，改扩建后，最低发电水位 362.00m，提高了 8m。

　　3.2.2、提高了水位的调控能力

　　改扩建后，由于最大发电流量增加了38.7m3/s，汛前腾库水位可适当提高，汛期根据来水情况保持相对较长时段的高水位运行，汛后的 10 月至次年 2月基本可保持高水位运行。

　　3.3、为二、三、四级长时间保持高水头运行创造条件

　　改扩建前，一级电站最大发电流量比二级电站最大发电流量少 38%，由于二、三、四级水库仅有日调节能力，需要顶峰发电时，因为一级电站发电流量与二、三、四级电站发电流量的严重不匹配，二、三四级电站水位将迅速消落。按一级电站、二级电站均最大负荷发电计算，二级水库水位每小时可消落约 0.17m，二、三、四级电站发电水头无法高效利用。根据近 20 年数据统计，二级水库年平均水位低于 253.00m，253.00m 到正常蓄水位254.00m 之间的 1m 水头没有充分利用。

　　改扩建后，解决了古田溪梯级电站流量匹配问题，一级电站与梯级电站的发电流量基本匹配，日常顶峰发电不会造成二、三、四级水库水位消落，二、三、四级电站发电水头可比改扩建前总计增加约 1.5m，每年可增加发电量 500 万 kW·h。

　　4、梯级经济调度优化措施研究

　　4.1、一级电站年度发电调度优化

　　一级电站改扩建后，最低发电水位由原来的354.00m 提高到 362.00m，发电额定流量从 73.7m3/s增加到 112.4m3/s，与其相关的一级电站水能参数也相应改变，为了更好地指导投产后一级电站的优化调度工作，2014 年委托河海大学完成了一级水库能量指标进行复核和水库调度图优化修订。根据优化后的调度图，保证出力由 24MW 增加为 26.1MW。

　　如果全年一级库水位保持在保证出力区中部运行，优化前的年平均水位为 368m，优化后的年平均水位为 374m，即平水年一级水库年平均水位可提高 6m，丰水年库水位可提高的空间更大。按目前一级电站综合效率计算，提高 6m 平均发电水头可增加年平均发电量约 1800 万 kW·h。

图 1 优化后的一级水库调度图

　　4.2、二、三、四级电站日常调度优化

　　古田溪三级、四级电站为中低水头电站，三级电站额定水头 25.2 m，四级电站额定水头 28.5m，耗水率大（三级电站 15～18m3/kW·h，四级电站 13～16m3/kW·h），水头变化对水耗影响较大。为遵循梯级电站经济调度准则，日常晴好天气要求二级至四级电站尽量维持在经济水位上限运行，即二级电站运 行 在 253.00 ～ 254.00m ， 三 级 电 站 运 行 在128.00 ～129.00m ，四级电站 运 行在 99.00～100.00m。

　　一级电站改扩建后，一级电站、二级电站流量基本匹配，顶峰电量可由一级电站和二级电站共同承担，更有利于二级电站保持高水头运行。三级、四级电站原则上是根据上级电站和区间流量匹配发电，一级电站改扩建不影响三级、四级电站与二级电站的匹配运行方式，三级、四级电站仍可维持原高水位运行区间。因此一级电站改扩建后，将更有利于梯级电站保持高水头运行，日常晴好天气二级、三级、四级电站保持相对更高水位运行。

　　4.3、二、三、四级电站拦蓄区间洪水的优化调度

　　古田溪属山溪性雨洪河流，洪水来时势凶时短。在汛期，为能充分利用区间洪水，采取的腾库方案是预报区间有较大降雨，即增加下游梯级电站的出力或增开备用机组，必要时逐步降低一级电站出力直至全停。除了腾库预留库容，一级和二级电站的机组额定流量差 45m3/s，在区间洪水调度中也起调节作用。即在区间洪水过程中，一级电站和二级电站同时满发情况下，二级电站通过发电可消耗区间约 45m3/s 的流量。

　　一级电站改扩建后，由于一级和二级电站流量匹配，二级电站只能以预留库容的方式拦蓄区间洪水。二级电站腾库必须以降低一级电站出力的方式才能达到预腾库目的，因此应分析计算预腾库提前量。在一级水库来水偏少情况下，或是一级水库水位未面临可能泄洪风险前提下，可采取降低一级机组出力甚至全停的方案来为二级水库进行预腾库，以拦蓄区间洪水增发电量。若一级水库来水集中，一级水库水位偏高，一级水库未来可能发生泄洪的情况下，则应减少一级降低出力的时间，尽量采取一级、二级电站满负荷发电的运行方式，减少后期一级水库的泄洪风险和泄洪水量。

　　二、三、四级水库调节能力小，汛期必须实时跟踪降雨过程，不断调整水库调度措施。不同的降雨过程，降雨时长不同，降雨空间分布不同，形成的流量过程也不尽相同。如同样一次累计 50mm 的降雨过程，3h 的降雨时长和 12h 的降雨时长形成的过程流量是不同的，因此要将梯级洪水调度过程形成统一的格式化程序实际操作性不强。因此，水情调度员的经验、综合能力和精心调度责任心非常重要。

　　4.4、梯级电站水位及发电负荷分配优化

　　4.4.1、古田溪 I 级 N-H-q 关系

　　改扩建后新机组的 N-H-q 关系如下。

表 2 不弃水情况下古田溪一级水电站出力情况表

　　4.4.2、二、三、四级水库的最佳运行水位区域

　　二、三、四级水库的最佳运行水位区域与来水条件有关，大体可以分成两种情形：

　　（1）上库来水与区间来水之和小于发电引水流量这是一种无弃水的工作状况，在无弃水的情况下，二、三、四级电站水头越高，出力越大，从水能利用的角度，维持高水头运行总是有利的。

　　（2）上库来水与区间来水之和大于发电引水流量这是一种有弃水的工作状况，在有弃水的情况下，二、三、四级电站应根据来水情况，适度降低运行水位，避免弃水的发生。

　　根据无弃水与有弃水两种工况分析了二、三、四级电站的运行方式。在无弃水时，计算了不同上库来水与区间来水组合条件下的发电出力。在有弃水时，确定满装机发电条件下，避免弃水所需的库容，进而确定时段初的控制水位。

　　4.4.3、一、二、三、四级电站发电负荷分配

　　在日常晴好天气情况下，梯级总负荷 N 一定时，应以不弃水和高水头运行作为各电站负荷分配的基本原则。

　　4.5、一级电站小流量泄洪补偿梯级发电的调整

　　古田溪电厂在丰水年的特定时段，采取一级电站小流量泄洪补偿梯级发电方式增发电量。主要方法是一级水库泄洪流量加上一级电站满发流量满足二级电站两台机组满发流量，且二级水库不发生泄洪；三级和四级电站根据二级电站流量匹配发电。通过这种小流量泄洪，将后期通过泄洪闸门宣泄而不能为发电所利用的水量提前以小流量补偿的方式提供给二级电站满负荷运行。以该方式泄洪补偿发电，一级水库每日泄水量约 340 万 m3，下游梯级电站日增发电量约 136 万 kW·h。小流量泄洪补偿发电一定程度上弥补了一级、二级电站间发电流量不匹配的问题，是古田溪电厂在丰水年节水增发电的有效措施。

　　一级电站改扩建后，由于一级、二级电站流量匹配，小流量泄洪只能以一级和二级电站泄洪，补偿三级和四级电站满负荷发电用水的方式实施。以该方式泄洪补偿发电，一级、二级水库每日泄水量约 460 万 m3，三级、四级电站日增发电量约 63 万kW·h。经分析比较，一级电站改扩建后，补偿泄流的增发电风险增加，一般情况下不采用。

　　5、结束语

　　古田溪一级电站改扩建工程彻底解决了原地下厂房安全隐患，同时为古田溪流域的经济调度提升创造了坚实平台。一级电站改扩建机组全部投运后，可挖掘由减少一级水库弃水带来的流域年平均约 3300 万 kW·h 发电量、由提高一级年平均发电水头带来的约 1800 万 kW·h 发电量、由提高二、三、四级电站发电水头带来的年平均约 500 万 kW·h发电量。一级电站改扩建工程建成后，以上每年约5600 万 kW·h 的发电量不是顺手牵羊、水到渠成。

　　必须靠古田溪水电厂科学统筹管理，定期合理会商，日常精心调度，才能化雨水为最佳电能。为了充分挖掘古田溪流域水能利用空间，科学、有效做好梯级电站经济调度工作，必须充分分析一级电站改扩建工程对流域经济调度带来的变化和机遇，积极研究优化经济调度的各种措施，在今后的古田溪流域经济调度中实践、总结、完善，从而不断提高古田溪水电厂的经济调度水平和发电经济效益。

　　参考文献：
　　[1] 福建省水利水电勘测设计研究院.古田溪一级电站引水及发电系统改扩建工程可行性研究报告[R].2011.
　　[2] 河海大学.古田溪一级水库调度图编制技术报告[R].2015

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