基于三段洪水特征的調洪增發電量計算方法

鐘儒鴻，廖勝利，李樹山，程春田，燕志宇

（1. 大連理工大學 水電與水信息研究所，遼寧 大連116024；2. 中國南方電網電力調度控制中心，廣東 廣州510523）

0 引言

水電是技術成熟、運行靈活的可再生能源，對促進經濟發展、減少碳排放具有重要作用。截至2017年底，我國水電裝機容量達到341 GW［1］，其中南方地區特別是西南地區水電資源豐富，建成了大批以發電為主的水電站。然而，受大氣環流、臺風及季風氣候影響，我國南方地區暴雨頻發，洪水調度不當極易造成生命財產損失及大量棄水。研究洪水資源利用的發電效益評價方法，可以充分發揮水電站的調蓄特點，有利于制定調度過程決策方案，減少水電棄水，提高水電經濟效益。

目前，洪水資源利用的研究從單個水庫［2］轉向梯級水庫群［3］、蓄滯洪區［4］以及全流域［5］，洪水資源利用的風險與效益評價也取得了豐富的研究成果。文獻［6］提出基于水量的評價指標體系——洪水資源蓄積率和洪水資源化利用效率，但研究側重于評價指標的建立，對參數的選擇與計算方法沒有進一步探索。文獻［7］以密云水庫為例分析洪水資源利用的風險適度性準則。文獻［8］以淮河為例研究洪水資源利用生態適度性。上述研究以水量作為洪水資源利用的效益指標，沒有考慮發電效益，而對于裝機容量大或以發電為主的電站，發電量也是洪水資源利用的重要指標。文獻［9］通過優化分期汛限水位、汛限水位動態控制，挖掘汛期最大的發電效益。文獻［10］使用非劣排序遺傳算法NSGA-Ⅱ（Nondominated Sorting Genetic Algorithm-Ⅱ）在不增加防洪風險的同時提高洪水資源利用的發電效益。以上研究側重于汛限水位動態控制等優化措施，但對洪水資源利用所帶來的發電效益沒有統一有效的評價方法，而對發電調度側進行效益評價，可以有效促進經濟發展，減少碳排放［11-12］，并且對發現薄弱環節有重要的現實指導作用［13］。

為此，本文引入調洪增發電量PGIOFD（Power Generation Increase On Flood Dispatching）的概念，用來評價洪水資源利用的發電效益，并提出基于三段洪水特征的計算方法來計算調洪增發電量。首先依據漲落特征，將洪水劃分為漲水段、洪峰段與退水段3 個階段；然后在不同階段采取不同的調度規則，以獲得無優化措施下的基準過程及電量；最后將基準電量與實際電量進行比較，得到調洪增發電量。對大花水電站的歷史洪水進行調度模擬，結果表明，所提方法可以有效應用于洪水過程分析、洪水調度評價等。

1 基本概念與計算框架

1.1 漲水段、洪峰段與退水段

同一時刻在流域各處的降雨距離壩址有遠有近，流速也不一定相同，洪水流量過程表現出先增大后減小的特征，據此特征可以將一場洪水依次劃分為漲水段、洪峰段和退水段3個階段。

漲水段表示洪水來臨之際入庫流量開始加大的階段。實際調度過程中可以根據預報技術或人工經驗，預判即將來臨一場洪水，在漲水段提前加大出力，騰出部分庫容來迎接洪水，以重復利用這部分庫容達到增發電量的目的。

洪峰段表示洪峰到來的階段，這一階段的入庫流量大于某一頻率的洪峰流量，為方便統一處理，用電站滿發流量表示該頻率下的洪峰流量。

退水段表示洪峰過去，入庫流量逐漸減小，低于電站滿發流量，電站水位回落到初始起調水位附近。

1.2 洪水起調時間、洪峰開始時間、洪峰結束時間與水位回落時間

將洪水過程劃分3 個階段首先要確定4 個特征時間點：洪水起調時間（T1）、洪峰開始時間（T2）、洪峰結束時間（T3）、水位回落時間（T4）。通過這4個特征時間點將一場洪水依次劃分成漲水段、洪峰段、退水段。T1表示一場洪水調度過程的開始時間，即調度過程中預判將來臨一場洪水而開始采取措施的時間，一般早于水文意義上的洪水起漲時間［14］；T2與T3分別表示入庫流量超過電站滿發流量的開始時間與結束時間；T4表示水位回落到洪水調度過程開始前的時間。

1.3 基準電量與調洪增發電量

為計算調洪增發電量，需要先對洪水在不采取優化措施的情況下進行基準調度過程模擬，再與采取優化措施的實際調度過程進行比較。基準調度過程是不采取優化措施的洪水調度過程，基準調度過程對應的發電量為基準電量。實際調度過程采取的優化措施包括預泄騰庫、攔蓄洪尾、動態控制汛限水位等。實際調度過程對應的發電量為實際電量。

實際電量與基準電量之差即為調洪增發電量。不同于節水增發電量或水能利用提高率［15］，調洪增發電量反映的是電站優化洪水調度取得的電量增發效益。如果計算的調洪增發電量大于0，則可認為調度過程較合理，有效利用了洪水資源；反之，則認為調度過程沒有充分利用洪水資源。需指出的是，造成調洪增發電量小于0 的原因可能是預報技術有限而沒有準確預報洪水過程，也可能是輸送電通道限制、棄水調峰等網架結構與負荷特性因素［16-17］。

1.4 調洪增發電量計算框架

調洪增發電量的計算框架見圖1，先劃分歷史場次洪水，再計算每場洪水對應的實際電量與基準電量，最終得到調洪增發電量并對調度過程進行分析。

圖1 調洪增發電量計算框架Fig.1 Computing framework of PGIOFD

2 3個階段洪水劃分及確定方式

2.1 3個階段特征時間點的確定

調洪增發電量的計算首先要確定洪水過程，即確定3 個階段洪水涉及的4 個特征時間點。基準調度過程與實際調度過程如圖2 所示。根據1.2 節，確定4個特征時間點的步驟如下。

圖2 洪水調度過程示意圖Fig.2 Schematic diagram of flood dispatching process

（1）確定T2、T3。T2、T3分別選取洪水起漲和洪水回落過程中入庫流量等于電站滿發流量的時間。在時間段［T2，T3）之間入庫流量大于等于滿發流量，反之入庫流量小于滿發流量，即：

其中，Qin，t為t 時電站的入庫流量為電站滿發流量。

確定T2、T3后，本文將時間間隔短暫的2 個及以上洪峰段看成1場洪水。

（2）確定T1。實際調度過程中，在洪水來臨前可以采取預泄騰庫的優化措施，開始加大出力預泄的時間即為T1，即T1之后水位連續下降直到進入洪峰段。因此確定T2后，從T2開始向前搜索，找到水位由上漲變成下降的拐點，對應的時間為T1，即：

其中，Zt為t時電站的水位；ZT1為洪水起調水位。

洪水預報的有效預見期受到多種不確定因素的影響［18］，因此限制［T1，T2）的時段長度不超過7 d，即洪水的有效預見期不超過7 d。

（3）確定T4。洪峰過后，水位逐漸下降到起調水位ZT1附近，即T4對應的水位不高于ZT1：

其中，ZT4為洪水回落水位。

2.2 洪水過程修正

按上述步驟確定洪水過程的4個時間點T1—T4后，相鄰洪水的時段可能會重疊，這時需要對洪水過程進行修正，以保證后續計算過程正確。洪峰段是洪水的主要組成部分，依據洪峰段的重疊情況確定以下3個規則來修正洪水，優先級按順序依次降低。

規則1：相鄰洪水的洪峰段彼此都重疊時，表明2場洪水相鄰較近，將2場洪水合并成1場洪水。

規則2：洪峰段與其他階段重疊時，保留洪峰段，修改其他段的起止時間。

規則3：相鄰洪水重疊，依據時間次序優先保留前一場洪水過程，修正后一場洪水的起止時間。

具體修正過程見附錄A。

3 調洪增發電量計算模型

3.1 計算思路

實際電量可由實際的發電過程得出，即：

其中，Ereal為實際發電量；為t 時的實際出力；Δt為時段步長，以日為單位。

基準電量由基準調度過程得出，等于漲水段、洪峰段、退水段的基準電量之和，即：

由此得出調洪增發電量為：

其中，Eadd為調洪增發電量。

由于實際調度過程已知，計算調洪增發電量的關鍵是求得洪水的基準調度過程及電量。

漲水段入庫流量較小，基準調度按維持水位不變的方式發電，即發電流量等于入庫流量。

洪峰段入庫流量較大，基準調度是機組按預想出力發電，如果水位快超過汛限水位，則開始棄水以保障水電站防洪安全。其中預想出力表示電站在當前水頭下的最大發電能力。

退水段將水位降低到洪水起調水位附近，常用的調度方式有等出庫流量、均勻降水位、均勻降庫容等。由于水位庫容曲線的非線性關系，均勻降水位的方式容易導致電站前期棄水、后期低出力運行；等出庫流量是一種簡單實用的調度方式，但其過分依賴來水信息，不適合作為基準調度方式。因此本文采取的基準調度是均勻降庫容的方式。

3.2 約束條件

（1）水量平衡約束。

其中，Vt、Qin，t、Qout，t分別為t 時電站的庫容、入庫流量、出庫流量。

（2）庫水位約束。

（3）出力約束。

（4）發電流量約束。

（5）出庫流量約束。

3.3 求解流程

根據3.1節，先對一場洪水進行基準調度模擬得出基準電量，再計算調洪增發電量。

（1）漲水段。

在漲水段，水位保持不變，通過以水定電確定出力。這里的“以水定電”表示該時段已知始末水位與入庫流量來確定出力，即由水量平衡方程可得到發電流量等于入庫流量，進一步通過尾水位泄量曲線得到電站尾水位與水頭，再由電站的發電特性曲線（出力、發電流量與水頭的三維關系曲線）得到出力，如式（13）所示。

（2）洪峰段。

在洪峰段按預想出力發電，此時水位逐漸上漲，按照以電定水確定水位。這里的“以電定水”表示該時段已知始水位、入庫流量與出力來確定發電流量與末水位，即出力等于預想出力，再用二分法將假定的發電流量代入水量平衡方程與電站發電特性曲線進行試算，同時得到發電流量與末水位，如式（14）所示。

當水位達到或超過汛限水位時，開始棄水以控制水位等于汛限水位，由水量平衡約束確定棄水量。

（3）退水段。

在退水段，以均勻降庫容的方式先確定各時段的水位，再按照以水定電確定發電過程，即先確定每個時段末的庫容，由水量平衡方程求得出庫流量，再按棄水最小的原則確定發電流量，最后由電站發電特性曲線得到出力，如式（15）所示。

（4）調洪增發電量。

基準調度過程結束后，根據式（5）、（6）計算基準電量，再根據式（7）計算調洪增發電量。

3個階段計算流程見附錄B。

4 應用實例

4.1 算例背景

清水河位于貴州省中部，是烏江中游右岸較大的一級支流，大花水電站是清水河干流第3 座電站，具有季調節能力，以發電為主，是貴州東部電網的主要支撐電源。正常蓄水位與汛限水位均為868.00 m，死水位為845.00 m，2 臺容量為100 MW 的機組于2007 年11 月投產發電，電站滿發流量為175 m3／s。大花水電站汛期為每年5 月至10 月，汛期內暴雨頻繁，日最大入庫流量為3500 m3／s，若調度不當極易出現棄水。以大花水電站2008—2018 年的歷史資料對本文方法進行驗證。

4.2 典型過程分析

以2018 年6 月下旬的一場典型強降雨進行分析，該洪水3 d 累計面雨量為106.7 mm，洪峰流量達到1 295 m3／s，調度過程如圖3 所示。根據洪水劃分規則，T1為6月15日，T2為6月20日，T3為6月28日，T4為7月5日。

圖3 大花水電站2018年6月的洪水調度過程Fig.3 Flood dispatching process of Dahuashui power station during June 2018

實際調度過程中，漲水段的出力接近預想出力，起調水位為861.72 m，接著水位逐漸下降，直到6月20 日水位降到857.74 m，騰出庫容2.6 × 107m3迎接洪峰。在洪峰段電站按預想出力200 MW 發電。進入退水段后水位開始回落，7 月5 日水位回落到863.76 m，低于起調水位，洪水調度過程結束。

基準調度過程在漲水段水位保持不變，6 月20日進入洪峰段按預想出力發電，6 月28 日進入退水段按均勻降庫容方式發電。

實際調度過程中發電量為93.62 GW·h，基準調度過程中發電量為83.92 GW·h，即調洪增發電量為9.70 GW·h，整個調度過程增發效益顯著，且漲水段、洪峰段、退水段的實際電量與基準電量之差分別為8 441、-614、1 877 MW·h，說明電量增發效益主要集中在漲水段。結果表明本文方法較好地反映出實際調度過程采用了合理的優化策略，在洪水來臨前按預想出力發電，降低庫水位，在沒有增加防洪風險的同時提高了發電效益。

4.3 歷史洪水結果分析

對大花水電站2008—2018 年的歷史資料進行調度模擬和計算，得出歷年的洪水過程與調洪增發電量如表1 所示。11 a 間大花水電站一共經歷29 場較大洪水，其中充分利用洪水資源26 場，累計提高發電效益128.38 GW·h，發電效益得到顯著提高，反映出調度過程很好地利用了洪水資源。

表1 大花水電站2008—2018年調洪增發電量Table 1 PGIOFD of Dahuashui power station from 2008 to 2018

另外，調洪增發電量小于0的洪水共有3場，其中第19場洪水（2014年7月15日至8月4日）調洪增發電量最小，為-10981 MW·h，洪水調度過程如圖4所示。

圖4 顯示這場洪水洪峰流量為3 500 m3／s，漲水段、洪峰段、退水段對應的實際電量與基準電量之差分別為1133、-13781、1668 MW·h，這表明二者差距集中在洪峰段。7 月16 日進入洪峰段，入庫流量急劇增加，但此時實際出力降低，在電站大量棄水的情況下機組沒有滿發，這使得調洪增發電量為負，其原因可能是當時烏江流域出現全流域持續強降雨過程［19］，烏江干流的各電站均以預想出力發電，導致大花水電站輸送電通道受阻。

圖4 大花水電站2014年7月的洪水調度過程Fig.4 Flood dispatching process of Dahuashui power station during July 2014

5 結論

本文引入調洪增發電量的概念，并提出一種面向3 個階段洪水特征的方法對其進行計算，用以評價洪水資源利用的發電效益。根據洪水特征將洪水過程劃分成漲水段、洪峰段、退水段。基準調度過程不采取優化措施，分別按維持水位不變、按預想出力、按均勻降庫容3種調度規則對3個階段進行發電計算。以大花水電站2018年6月的典型洪水進行調度模擬與分析，本文方法可以客觀評價洪水調度過程中的增發效益。對大花水電站2008—2018 年的29場洪水進行調度模擬，結果顯示累計調洪增發電量為128.38 GW·h，發電效益得到顯著提高，反映出調度過程較好地利用了洪水資源，同時驗證了本文方法可以有效應用于洪水過程分析、洪水調度評價等。

附錄見本刊網絡版（http：//www.epae.cn）。