黄龙滩水库调度图的模拟运用与分析

袁林山

（国网湖北省电力公司黄龙滩水力发电厂，湖北 十堰 442000）

0 引言

水库调度原则是按设计确定的综合利用目标、任务、参数、指标及有关运用原则，在确保水库工作安全的前提下，充分发挥水库最大的综合效益。当水库水位落在保证出力区时，水电站以保证出力运行，尽可能抬高水库运行水位。当水库水位落在限制出力线时，水电站应降低出力运行。当水库水位落于防破坏线与防弃水线之间时，应加大水电站出力运行，减少弃水，提高水量利用率，以达到水电站经济运行的目的。

在水库调度中广泛采用的调度图，多以历史实测径流资料为样本，根据水库各设计参数值及特征水位，进行径流调节计算，偏安全地决定各种调度方案的适用范围，即对于同一决策，相应设计一定保证率的水文情况各种可能出现的水库水位的包线，即为所求的调度线。根据水库的调节性能及其承担的水利任务。

1 最新水库调度图优化结果

为了保证发电量最大，选定目标函数发电量最大对应的调度图为优化的调度图。

优化的黄龙滩调度图仍然包括两条加大出力线和一条降低出力线，保证出力为50 MW，加大出力线包括60 MW和65 MW两条，降低出力线包括44 MW一条，65 MW加大出力线以上部分不按原始调度图的装机容量510 MW发电，而是减小为90 MW。水位落在44 MW降低出力线以下部分出力按16 MW发电。水位在死水位226 m和正常蓄水位247 m之间变化。优化调度图图形如图1所示，图中，横坐标为旬时段数，开始时段从4月上旬开始，纵坐标为水位（m），从下到上出力区分别为16 MW、44 MW、50 MW、60 MW、65 MW、90 MW。

图1 黄龙滩优化调度图Fig.1 Huanglongtan optimal scheduling map

每条调度线逐旬的具体数值如表1所示。

表1 黄龙滩优化调度图Tab.1 Huanglongtan optimal scheduling map

2 模拟计算与分析

2.1 长系列操作

为了验证优化调度图的应用效果，本次研究以1979年～2009年的潘口长系列资料为输入，经过潘口调蓄后与区间径流叠加得到黄龙滩的入库径流，分别用原始调度图和优化调度图对黄龙滩进行模拟调度，根据模拟调度的结果，得到原始调度图和优化调度图的多年平均逐旬水位、多年平均逐旬弃水流量和多年平均逐旬出力过程分别如图2、3、4所示。

图2 多年平均逐旬水位Fig.2 Multi-year average water level of 10 days

图3 多年平均逐旬出力Fig.3 Multi-year average power generation of 10 days

图4 多年平均逐旬弃水流量Fig.4 Multi-year average discarded water flow of 10 days

从图2可以看出，优化调度图的水位过程线位于原调度图之上，有利于水库处于高水位发电，尤其在枯期2月初-8月底，优化调度图的水位一直高于原始调度图。9月初-次年1月两者的水位相差不大。从图2中还可以看出，来水越偏枯的时段，两者的水位差越大，说明优化调度图能更好地适应来水较少的时段。从两者的多年平均逐旬水位过程线可以看出，优化的调度图过程线变化相对平滑，不像原始调度图一样水位存在陡涨陡落的现象。这主要是因为原调度图的出力分区设置不合理，加大出力区2为80 MW和预想出力区为510 MW，当水位处于两者的交界处时，微小的水位变动就可能使出力相差到几百兆瓦，导致水位在相邻两个时段间相差极大，变化极不均匀，这也正是原始调度图发电保证率偏低的一个重要原因。

从图3可以看出，优化调度图在3月～9月的各旬平均出力除了在7月中旬略小于原始调度图外，其余阶段的出力均比原始调度图高，有利于发电量的增加。10月～次年1月两者的水位一样，发电量也基本没有差别。但是原始调度图在2月份出力有陡涨陡落的现象，2月中旬的出力远远高于其它时段的出力，而2月下旬的平均出力小于50 MW，还达不到保证出力水平。结合图2也可以看出，2月中旬的初始水位为245 m左右，2月中旬末的水位陡降至死水位附近。原始调度图2月中旬当水位落在240～247 m之间时，按预想出力发电。分析模拟结果发现，2月中旬平均初水位为245.35 m，大于240 m的时段占86.2%，所以有86.2%的时段水库在2月中旬落在预想出力区。统计发现，2月中旬的平均出力为310.5 MW，36个旬的旬平均出力108 MW，是所有旬均出力的2.86倍，2月中旬平均发电流量为526.07 m3/s，36个旬的旬均发电量为169.25 m3/s，是所有旬均发电流量的3.12倍。由此可以得到，2月份的水位和流量之所以出现陡涨陡落的现象，是由于原始调度图设置不合理，且2月份的水位突然降低到死水位附近，对之后来水较枯的3月～5月份发电特别不利，出力一直处于很低的水平。相比之下，优化调度图出力过程平稳得多，能在整个调度年份均匀地出力，均匀地消落水位，所以其发电保证率大大提升。

从图4可以看出，不管是原始调度图还是优化调度图在弃水量上都很少，尤其是枯期基本上不存在弃水，只有在6月～10月存在少量的弃水，而且相比之下，优化调度图的弃水还稍多一点，但是两者的弃水量最大相差不到8 m3/s，基本上没差别。结合多年平均旬水位图可以看出，优化调度图在6～10月基本上一直处于240 m以上的水位，远远大于原始调度图的水位，所以优化调度图更多的是利用高水位发电，而原始调度图的水位低，只能利用大流量发电，所以在汛期6月～10月相较而言弃水要少一些，但其由于水位降低而损失的电量是无法靠节约这点弃水而弥补的。

通过以上分析可以看出，优化调度图不仅能使发电量增加，还能提高发电保证率，具有很好的应用效果，可以用于指导黄龙滩后期的调度运行。

2.2 典型年操作

基于可行空间搜索遗传算法的水库调度图优化方法对堵河流域黄龙滩水库的调度图进行了优化。由于本研究采用的是多目标优化方法，可以直接给出一组Pareto解集，从这些非支配解集中挑出了使年均发电量最大的解，得到了相应的优化调度图。该调度图已经在长系列调度过程中体现出了优越性，本次研究还选用了丰、平、枯3个典型年，分别用原始调度图和优化的调度图模拟运行，比较两个调度图在典型年操作中的应用效果。

3.2.1 典型年选择

由于潘口入库径流（即竹山水文站）与潘口坝址实测逐旬径流存在差异，故根据潘口坝址1979年～2009年逐年入库径流、黄龙滩1950～2014逐年入库径流进行排频，得到两个系列来水频率结果，见表2。

表2 潘口、黄龙滩水库入库径流排频结果Tab.2 The runoff calculation results of Pankou and Huanglontan reservoirs

由表2比较潘口、黄龙滩入库径流可知，尽量选取两者频率接近的年份，则近5%、50%和75%三个典型年可分别选1982年、1991年和1994年。

在潘口水电站蓄水运行之前，潘口逐旬出库流量与入库流量相同，均是未经水库调蓄的天然径流；黄龙滩逐旬入库径流也为实测值。由于区间消耗和区间入流推求较为困难，本研究对其做以下处理：比较潘口出库与黄龙滩入库天然径流的差值，若潘口出库大于黄龙滩入库，则认为两者差值是区间消耗量，使区间入流为0；若小于黄龙滩入库径流，则两者差值认为是区间入流量，区间消耗量为0。这样得到整个计算期的区间逐旬实际入流量。3个典型年的潘口坝址、黄龙滩以及区间旬径流过程如图5、6、7所示。

图5 潘口典型年资料Fig.5 Typical data of Pankou

图6 区间典型年资料Fig.6 Interval typical data

图7 黄龙滩典型年资料Fig.7 Typical data of Huanglongtan

2.2.2 典型年计算结果

将潘口的3个典型年资料输入到潘口调度模型中模拟调度得到出库过程，将出库过程与区间洪水叠加作为黄龙滩的入库过程，分别用原始调度图和优化调度图模拟3个典型年的黄龙滩调度过程。最后得到黄龙滩优化调度和原调度图调度的水位过程线、发电过程线如图8、9、10、11、12、13所示。

从1982年丰水年调度结果可以很明显地看出，优化调度图能够使水位在枯期一直处于正常蓄水位247 m的位置运行，只在7月中旬～8月上旬来水较峰的时段，用大流量发电，同时为了兼顾防洪安全水位有所降低，但水位一直大于245 m。而原始调度图的旬末水位在2月中旬～8月上旬一直比优化调度图的旬末水位低，且水位变化大，特别是在2月中旬，水位从正常蓄水位247 m骤降至死水位226 m，对后期的发电十分不利。结合发电过程线可以看出，2月中旬原始调度图的发电量特别大，使得水位从247 m降低到226 m，后期3～7月份来水不丰的月份只能处于低水位发电，水位和发电量一直低于优化调度图，在8月上旬水位回充至247 m以后，应用效果和优化调度图差不多。

图8 1982年丰水年旬末水位过程Fig.8 Water level process of 1982

图9 1982年丰水年旬发电量过程Fig.9 Power generation process of 1982

图10 1991年平水年末水位过程Fig.10 Water level process of 1991

从1991年平水年的调度结果可以发现，原始调度图的旬末水位在1月下旬～7月下旬一直低于优化调度图的水位，特别是2月中旬和7月上旬，发电量突然增加，使得水位迅速降低，使得后期发电量迅速降低，后期只能处于低水位发电状态，发电量低于优化调度图。从整个发电量过程线也可以看出，原始调度图在1月下旬～7月下旬间的水位和发电量变化大，水位变化极不平缓，不利于发电保证率的提高，而优化调度图的水位和发电量变化很平稳，出力比较均匀，发电保证率高。而且，跟长系列操作中2月中旬的情况类似，7月份也易出现水位和发电量陡涨陡落的情况，7月份也易落在较高的出力区域，当出力猛增时，使得水位迅速降低到很低的水平，不利于后期的发电，7月份猛增发电量使得8月份和9月份的电量远小于优化调度图的发电量。

图11 1991年平水年发电量过程Fig.11 Power generation process of 1991

图12 1994年枯水年水位过程Fig.12 Water level process of 1994

1994年枯水年的调度结果和1991年的调度结果相似，只是由于来水更偏枯，水位处于低水位的时间变得更长，低水位运行一直延续到了9月份，且在2月份和7分析月份都出现发电量突然增大的现象。

通过统计分析发现，原始调度图在来水越偏枯的年份，应用效果越差，来水越枯，低水位运行的时间越长，发电过程越不平滑，发电量越低，发电保证率越小。

表3统计了3个典型年的应用结果，从表中可以看出：优化调度图在3个典型年的发电量都比原始调度图高，1982年丰水年优化调度图的发电量为1357.52百万kW·H，原始调度图的发电量为1298.96百万kW·h，增加了58.56百万kW·h。1991年平水年优化调度图的发电量为1010.71百万kW·h，原始调度图的发电量为893.87百万kW·h，增加了116.84百万kW·h。1994年枯水年优化调度图的发电量为905.36百万kW·h，原始调度图的发电量为834.8百万kW·h，增加了70.56百万kW·h。

图13 1994年枯水年发电量过程Fig.13 Power generation process of 1994

表3 原调度图和优化调度图3个典型年应用比较Tab.3 The comparison of the three typical years of the original scheduling diagram and the optimal scheduling diagram

从发电保证率也可以看出，优化调度图在3个典型年的发电保证率都能达到100%，而原始调度图除了能在1991年的平水年的发电保证率达到100%，即使是来水较多的丰水年1982年的发电保证率也仅为97.2%。而1994年枯水年的发电保证率仅为94.4%。结合之前的分析，这主要是因为原始调度图的出力设置不合理，相邻两个出力区的出力梯度太大，有时微小的水位变动可能使发电流量变动巨大，使水位变化极不均匀，特别是在2月中旬和7月中旬，极易使出力骤增，水位骤降，不利于后期平稳的发电，所以整体的发电保证率偏低。

3 结语

从上述模拟调度的统计分析结果可以看出，最新的、优化后的水库调度图对于平水年和枯水年发电量增加明显，主要是因为优化调度图能使水位处于较高的位置，水库水位按照不低于240 m控制，来水偏少也能利用高水头发电，提高单位流量的发电效益。