CN103276704A - 基于蓄能分析的水电站蓄放水调度运行方案的确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明是一个基于蓄能分析的水电站蓄放水调度运行方案的确定方法。本方法依据蓄放水过程中来流能与水库蓄能的不同利用情况，针对枯水期水位消落及蓄水期水位上升的不同运行方案，计算分析来流能损失、动用的(未来)水库蓄能、实际可发电能及蓄能利用效率这些性能指标，结合系统电量需求，得到各时段最佳的蓄放水运行方式。该方法的进步效果是从蓄能高效利用的角度研究实现水量与水头协调利用的水电站蓄放水运行方式，为水电站在电网运行中科学制定调度决策提供更加切实可信的指导。

Description

基于蓄能分析的水电站蓄放水调度运行方案的确定方法

技术领域

本发明涉及水电站在电网运行中的运行方式，特别涉及电网调度中心与水力发电公司的水电调度运行方法。

背景技术

在水电比重较大的电力系统中，水电站运行方式的合理安排直接影响至整个电力系统的安全运行与经济效益。水电站运行方式制定的核心问题是借助水库对天然来水在时间上的不均分布进行调节，蓄丰补枯，制定水库的蓄、供水计划。由于各水电站的水文特性及调节能力存在差异，依据水库调节能力、天然来水、水库蓄能及系统用电需求等情况确定合理的水电站蓄放水运行方式，对于提高水量利用程度和系统供电的可靠性具有重要意义。

目前对于水电站蓄放水调度决策方式的确定一般采用2类模式：

（1）常规调度图。常规调度图是水库调度规则函数的图形表示，依据历史系列水文系列水文资料计算绘制而成。《综合利用水库调度》（水利部长江流域规划办公室、河海大学、水利部丹江口水利枢纽管理局合编，1990年）详细介绍了这种方法在单库调度问题中的应用，具有直观、简明的特点，但同时也指出常规调度图方法由于缺乏准确的水文预报信息，仅适用于确保系统按保证运行方式运行。

（2）水库优化调度理论。依据对径流描述方法的不同，通常可分为确定性优化、隐随机优化，显随机优化三类方法。

王金文在2002年的《电力系统自动化》，发表过《水电系统长期发电优化调度模型及其求解》文章；曾勇红、吴杰康分别在2004年和2009年的《电网技术》，发表过《三峡梯级水电站蓄能最大长期优化调度模型及分解算法》、《基于连续线性规划的梯级水电站优化调度》2篇文章；陈毕胜在2004年的《水电能源科学》，发表过《水库长期优化调度发电效益最大模型探讨》文章；郭壮志在2010年的《中国电机工程学报》，发表过《梯级水电站水库蓄能利用最大化的长期优化调度》文章。这些研究是以确定性来水过程描述来简化处理来水的随机特性，得到的优化计算结果通常会偏离实际运行，只有在确定性来水过程是过去曾发生的径流样本或具备较高的预测精度时，计算结果才能够在一定程度上反映出实际调度特征。同时，确定性优化方法假定水库调度期内初末运行水位为已知条件，而实际调度过程是无限持续进行的，固定调度期末边界条件的做法不能满足实际运行要求。

Stedinger JR在1984年的《Water Resources Research》，发表过《Stochastic dynamicprogramming models for reservoir operation optimization》文章；Piccardi C在1991年的《WaterResources Research》，发表过《Stochastic dynamic programming for reservoir optimal control：Dense discretization and inflow correlation assumption made possible by parallel computing》文章；Cervellera C在2006年的《European Journal of Operation Research》，发表过《Optimization ofa large-scale water reservoir network by stochastic dynamic programming with efficient state spacediscretization》文章；Mousavi SJ在2004年的《Advance Water Research》，发表过《A stochasticdynamic programming model with fuzzy storage states for reservoir operations》文章；Ben Alaya A在2003年的《Water Resources Management》，发表过《Optimization of Nebhana reservoir waterallocation by stochastic dynamic programming》文章。这些研究是考虑时段内及时段间径流概率分布的显随机优化方法，但这种随机优化调度方法是以随机径流样本结果推导出的规则或以考虑径流概率分布推导出基于期望值的运行策略，在实际应用中不直观，难以实现对调度运行的实际指导。

陈洋波在1998年的《水利学报》，发表过《水电站水库隐性随机优化调度研究》文章，对隐随机优化调度方法进行了研究，依据多个径流序列下确定性优化的计算结果，统计分析得到指导水库运行的调度策略。但这类方法由于依赖于样本径流资料，实际径流序列与样本径流序列的差别将使得调度策略存在不同程度的失真。

综上所述，目前关于水电站蓄放水调度方式的确定均为整体优化方法，通过兼顾当时时段与未来时段间的决策关联，以获得最佳整体效益。针对水电站的蓄放水调度问题，从充分提高水量利用程度来看，最好的决策是最大化利用水量发电；而从提高水头而言，应尽量蓄水以提高水头，保持高水头运行。这两种运行方式存在矛盾，每一运行时段都需要进行协调处理，以解决在满足系统需要的条件下，天然来水和已储备的水量是及时应用还是保持到将来应用的问题。枯水期与蓄水期的来水及水库蓄能情况相差很大，分别研究枯、蓄水期的水位最佳运行控制方式以实现水量与水头的协调利用，对解决水电调度决策者面临的实际困难具有重要的实用价值。

发明内容

本发明针对现有技术存在的上述不足，提供一种协调利用水量与水头的蓄放水调度决策方法，通过综合考虑水库调节能力、天然来水、水库蓄能及系统用电需求，以蓄能高效利用为目标实现运行水位的最佳控制，为水电站在电网运行中科学制定调度运行提供更加切实可信的指导。

本发明采用如下技术方案实现。

基于蓄能分析的水电站蓄放水调度运行方案的确定方法，本发明分别研究枯水期与蓄水期水电站的最佳运行方式，

枯水期调度运行方案确定方法依次采用下列步骤：

（1）依据天然径流的季节性变化确定年内枯水期，将计算时段设为季、月、旬、周、或日的时间单位，从枯水期第一个时段开始，进行枯水期运行方式的计算；

（2）在当前计算时段，将已知的时段初水位与若干可能的时段末控制水位之一的差值，选择确定为当前时段的水位消落方案；

（3）依据枯水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式，计算当前时段水位消落方案下的性能指标：包括：来流能损失、动用的水库蓄能、实际可发电能及蓄能利用效率；其中，枯水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式为：E′(Q)-E(Q)≤(1-λ)·△E(V)，其中不等式左边是枯水期来流能损失，E′(Q)为来水在维持上游水位不变下的来流能，E(Q)为来水在水位消落下的来流能，不等式右边是动用的水库蓄能的损失，△E(V)为动用的水库蓄能，λ为蓄能利用效率；枯水期来流能损失由△E(Q)=K·Q·△H·△t计算得到，其中K为水电站出力系数，Q为时段天然来水平均流量，△H为水位消落带来的水头损失，表现为△H=(Z_初-Z_末)/2，△_t为时段间隔长；动用的水库蓄能由△E(V)=△V/μ计算得到，其中，△V=V_初-V_末，为水位消落引起的库容变化值，μ为水电站平均发电耗水率，其随水位变化取相应的变化值；实际可发电能由E_实=E(Q)-△E(Q)+△E(V)计算得到，其中E(Q)由来水对应的库容值除以平均发电耗水率计算得到；λ在当前时段水位消落方案确定的情况下，由枯水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式计算得到；

（4）选择不同的时段内水位消落方案，重复步骤（3），结合当前时段电网电量需求，进而比较分析以较高的蓄能利用效率、较少的来流能损失及较多的实际可发电能综合确定当前时段最佳的水位消落方案；

（5）重复步骤（1）、（2）、（3）、（4），完成枯水期前期各时段的水电站消落方案的选择；

（6）枯水期的末时段，依据枯水期来流能损失与蓄能利用间的效用关系式，确定最佳的拉水运行时刻，此枯水期末时段△t分为2部分：来水维持上游水位不变的时间段△t₁与拉水运行的时间段△t₂，枯水期来流能损失与蓄能利用间的效用关系式具体表现为：K·Q·△H′·△t₂≤(1-λ)·△V/μ，其中的△H′为水位由时段初水位消落至时段末要求的控制水位带来的水头损失，重复步骤（1）、（2）、（3），计算枯水期末时段的各项性能指标及最佳的拉水运行时刻；

（7）综合分析枯水期各个时段水位消落情况、来流能与水库蓄能利用情况及实际可发电能情况，综合考虑枯水期内各时段的电量需求，针对可能出现的个别时段性能指标不尽合理与满意的情况，在枯水期内对各个时段的水位消落方案进行综合协调调整，以保证各个时段均能获得满意的性能指标；

蓄水期调度运行方案的确定方法依次采用下列步骤：

（1）依据天然径流的季节性变化确定年内蓄水期，将计算时段设为季、月、旬、周、或日的时间单位，从蓄水期第一个时段开始，进行蓄水期运行方式的计算；

（2）在当前计算时段，将若干可能时段末控制水位之一与已知的时段初水位间的差值，选择确定为当前时段的水位上升方案；

（3）依据蓄水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式，计算当前时段水位上升方案下的性能指标：包括：来流能损失、动用的未来水库蓄能、实际可发电能及蓄能利用效率；其中，蓄水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式为：E′(Q′)-E(Q′)≤(1-λ)·△E(V′)，其中不等式左边是蓄水期来流能损失，不等式右边是动用的未来水库蓄能的损失，λ为蓄能利用效率；蓄水期来流能损失由△E(Q′)=K·Q′·△H′·△t计算得到，其中K为水电站出力系数，Q′为时段天然来水平均流量，△H′为蓄水过程中由于来水未全部蓄起造成的水头损失，其在来水全部蓄起后若未超过控制水位，表现为△H′=(Z_全蓄-Z_部蓄)/2；若在来水全部蓄起后超过控制水位，则具体表现为△H′=(Z_控制-Z_部蓄)/2为，△t为时段间隔长；动用的未来水库蓄能由△E(V′)=△V/μ计算得到，其中，△V=V_全蓄-V_部蓄，为水位上升至Z_全蓄与上升至Z_部蓄间引起的库容变化值，μ为水电站平均发电耗水率，其随水位变化取相应的变化值；实际可发电能由E_实=△E(V′)-△E(Q′)计算得到；λ在当前时段水位上升方案确定的情况下，由蓄水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式计算得到；

（4）选择不同的时段内水位上升方案，重复步骤（10），结合当前时段电网电量需求，进而比较分析以较高的蓄能利用效率、较少的来流能损失及较多的实际可发电能综合确定当前时段最佳的水位上升方案；

（5）重复步骤（1）、（2）、（3）、（4），完成蓄水期前期各时段的水电站蓄水方案的选择；

（6）蓄水期末时段，依据蓄水期来流能损失与蓄能利用间的效用关系式，计算蓄水期末时段的各项性能指标，其中，时段末的控制水位为要求达到的蓄水位；

（7）综合分析蓄水期各个时段水位上升情况、来流能与水库蓄能利用情况及实际可发电能情况，综合考虑蓄水期内各时段的电量需求，针对可能出现的个别时段性能指标不尽合理与满意的情况，在蓄水期内对各个时段的水位上升方案进行综合协调调整，以保证各个时段均能获得满意的性能指标。

本发明所述的基于蓄能分析的水电站蓄放水调度运行方案的确定方法适用于所有水文年份。

本发明的进步效果是针对水电站蓄放水调度过程中所面临的水量利用与水头利用间的矛盾，通过对枯水期与蓄水期蓄能利用规律的分析，创新性的提出以来流能损失表示水量利用带来的水头损失，结合电网电量需求，以来流能与水库蓄能的高效利用为目标确定水电站枯水期与蓄水期最佳运行方式，为水电站在电网运行中科学制定调度决策提供更加切实可信的指导。

附图说明

图1本发明水电站蓄放水调度运行方案的确定方法的计算流程图。

具体实施方式

下面结合附图提供的实施例对本发明作详细说明。

基于蓄能分析的水电站蓄放水调度运行方案的确定方法，本发明分别研究枯水期与蓄水期水电站的最佳运行方式，

枯水期调度运行方案确定方法依次采用下列步骤：

（1）依据天然径流的季节性变化确定年内枯水期，将计算时段设为季、月、旬、周、或日的时间单位，从枯水期第一个时段开始，进行枯水期运行方式的计算；

（2）在当前计算时段，将已知的时段初水位与若干可能的时段末控制水位之一的差值，选择确定为当前时段的水位消落方案；

（3）依据枯水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式，计算当前时段水位消落方案下的性能指标：包括：来流能损失、动用的水库蓄能、实际可发电能及蓄能利用效率；其中，枯水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式为：E′(Q)-E(Q)≤(1-λ)·△E(V)，其中不等式左边是枯水期来流能损失，E′(Q)为来水在维持上游水位不变下的来流能，E(Q)为来水在水位消落下的来流能，不等式右边是动用的水库蓄能的损失，△E(V)为动用的水库蓄能，λ为蓄能利用效率；枯水期来流能损失由△E(Q)=K·Q·△H·△t计算得到，其中K为水电站出力系数，Q为时段天然来水平均流量，△H为水位消落带来的水头损失，表现为△H=(Z_初-Z_末)/2，△t为时段间隔长；动用的水库蓄能由△E(V)=△V/μ计算得到，其中，△V=V_初-V_末，为水位消落引起的库容变化值，μ为水电站平均发电耗水率，其随水位变化取相应的变化值；实际可发电能由E_实=E(Q)-△E(Q)+△E(V)计算得到，其中E(Q)由来水对应的库容值除以平均发电耗水率计算得到；λ在当前时段水位消落方案确定的情况下，由枯水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式计算得到；

（4）选择不同的时段内水位消落方案，重复步骤（3），结合当前时段电网电量需求，进而比较分析以较高的蓄能利用效率、较少的来流能损失及较多的实际可发电能综合确定当前时段最佳的水位消落方案；

（5）重复步骤（1）、（2）、（3）、（4），完成枯水期前期各时段的水电站消落方案的选择；

（6）枯水期的末时段，依据枯水期来流能损失与蓄能利用间的效用关系式，确定最佳的拉水运行时刻，此枯水期末时段△t分为2部分：来水维持上游水位不变的时间段△t₁与拉水运行的时间段△t₂，枯水期来流能损失与蓄能利用间的效用关系式具体表现为：K·Q·△H′·△t₂≤(1-λ)·△V/μ，其中的△H′为水位由时段初水位消落至时段末要求的控制水位带来的水头损失，重复步骤（1）、（2）、（3），计算枯水期末时段的各项性能指标及最佳的拉水运行时刻；

（7）综合分析枯水期各个时段水位消落情况、来流能与水库蓄能利用情况及实际可发电能情况，综合考虑枯水期内各时段的电量需求，针对可能出现的个别时段性能指标不尽合理与满意的情况，在枯水期内对各个时段的水位消落方案进行综合协调调整，以保证各个时段均能获得满意的性能指标；

蓄水期调度运行方案的确定方法依次采用下列步骤：

（1）依据天然径流的季节性变化确定年内蓄水期，将计算时段设为季、月、旬、周、或日的时间单位，从蓄水期第一个时段开始，进行蓄水期运行方式的计算；

（2）在当前计算时段，将若干可能时段末控制水位之一与已知的时段初水位间的差值，选择确定为当前时段的水位上升方案；

（3）依据蓄水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式，计算当前时段水位上升方案下的性能指标：包括：来流能损失、动用的未来水库蓄能、实际可发电能及蓄能利用效率；其中，蓄水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式为：E′(Q′)-E(Q′)≤(1-λ)·△E(V′)，其中不等式左边是蓄水期来流能损失，不等式右边是动用的未来水库蓄能的损失，λ为蓄能利用效率；蓄水期来流能损失由△E(Q′)=K·Q′·△H′·△t计算得到，其中K为水电站出力系数，Q′为时段天然来水平均流量，△H′为蓄水过程中由于来水未全部蓄起造成的水头损失，其在来水全部蓄起后若未超过控制水位，表现为△H′=(Z_全蓄-Z_部蓄)/2；若在来水全部蓄起后超过控制水位，则具体表现为△H′=(Z_控制-Z_部蓄)/2为，△t为时段间隔长；动用的未来水库蓄能由△E(V′)=△V/μ计算得到，其中，△V=V_全蓄-V_部蓄，为水位上升至Z_全蓄与上升至Z_部蓄间引起的库容变化值，μ为水电站平均发电耗水率，其随水位变化取相应的变化值；实际可发电能由E_实=△E(V′)-△E(Q′)计算得到；λ在当前时段水位上升方案确定的情况下，由蓄水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式计算得到；

（4）选择不同的时段内水位上升方案，重复步骤（10），结合当前时段电网电量需求，进而比较分析以较高的蓄能利用效率、较少的来流能损失及较多的实际可发电能综合确定当前时段最佳的水位上升方案；

（5）重复步骤（1）、（2）、（3）、（4），完成蓄水期前期各时段的水电站蓄水方案的选择；

（6）蓄水期末时段，依据蓄水期来流能损失与蓄能利用间的效用关系式，计算蓄水期末时段的各项性能指标，其中，时段末的控制水位为要求达到的蓄水位；

（7）综合分析蓄水期各个时段水位上升情况、来流能与水库蓄能利用情况及实际可发电能情况，综合考虑蓄水期内各时段的电量需求，针对可能出现的个别时段性能指标不尽合理与满意的情况，在蓄水期内对各个时段的水位上升方案进行综合协调调整，以保证各个时段均能获得满意的性能指标。

下面结合附图对本发明做详细解释。

见图1，本发明基于蓄能分析的角度确定水电站蓄放水调度运行方案，分为枯水期与蓄水期运行。

1、水电站枯水期调度运行方案的确定方法实施步骤如下：

（1）划分枯水期时段，从枯水期第一个时段开始，进行运行方式的计算

（2）选择当前时段水位消落方案；

（3）计算水位消落方案下的来流能损失、动用的水库蓄能、实际可发电能及蓄能利用效率；

（4）选择不同的时段内水位消落方案，重复步骤（3），得到不同方案下的水电站来流能和水库蓄能利用情况。结合当前时段电网电量需求，通过来流能损失、动用的水库蓄能、实际可发电能及蓄能利用效率这些性能指标的综合比较，选择当前时段的最佳运行方案；

（5）重复步骤（1）、（2）、（3）、（4），完成枯水期前期各时段的水电站消落方案的选择。

（6）枯水期末时段，由月初水位与死水位可确定平均水头损失、月内动用的水库蓄能，进而依据来流能损失与蓄能利用间的效用关系式，确定最佳的拉水运行时刻。

（7）综合考虑枯水期内各时段的电量需求，对各月的水位消落方案进行协调调整。

2、水电站蓄水期调度运行方案的确定方法实施步骤如下：

（1）划分蓄水期时段，从蓄水期第一个时段开始，进行运行方式的计算

（2）选择当前时段水位上升方案，从蓄水期前期第一个时段开始；

（3）计算将来水全部蓄入水库的水位值Z_全蓄，若Z_全蓄大于当前时段的控制水位Z_控制，则以控制水位Z_控制控制蓄水过程，高于控制水位部分的可蓄来水转化为必发电能。计算水位上升方案下的水电站来流能损失、动用的未来水库蓄能、实际可发电能及蓄能利用效率。

（4）选择不同的时段内水位上升方案，重复步骤（3），得到不同方案下的水电站来流能利用情况。结合当前时段电网电量需求，通过来流能损失、动用的未来水库蓄能、实际可发电能及蓄能利用效率这些性能指标的综合比较，选择当前时段的最佳运行方案；

（5）重复步骤（1）、（2）、（3）、（4），完成蓄水期前期各时段的水电站蓄水方案的选择。

（6）蓄水期末时段，由时段末蓄水位与当前水位可确定平均水头损失、月内动用的未来水库蓄能，进而依据来流能损失与蓄能利用间的效用关系式，得到相应的来流能利用情况。

（7）综合考虑蓄水期内各时段的电量需求，对各时段的水位上升方案进行协调调整。

从蓄能分析的角度，水电站发出电能分为来流能与水库的动用蓄能，这两部分电能的利用形式在枯水期与蓄水期表现出很大的差异。本发明对枯水期与蓄水期运行方式是分别通过以下技术方案实现的：

（1）水电站枯水期运行方式

在枯水期运行中，若将来水与水库中的蓄能全部或部分用以发电，水头在发电过程中的消落将带来来流能的损失。因而在动用水库蓄能△E(V)时，需要保证有一定的利用效率λ，即保证有λ·△E(V)的发电量：

E′(Q)-E(Q)≤(1-λ)·△E(V)

此式为水电站枯水期来流能损失与蓄能利用间的效用关系式。

枯水期水位消落的一般规律是在前期逐步消落，而在枯水期末、汛期初消落至死水位。依据不同的消落程度，具体分为2种情况讨论：

1）枯水期前期，运行时段末的水位消落至正常蓄水位与死水位之间

这种情况下，水位的消落将伴随着来流能的损失和水库蓄能的动用。

来水在维持上游水位不变下的来流能：

E′(Q)=K·Q·H_初·△t

式中，K为水电站出力系数，Q为时段天然来水平均流量，

为时段内的由水库蓄水提供的平均下泄流量，H_初为时段初水头，△t为时段间隔长。

来水在水位消落下的来流能：

$E\left(Q\right)=K\·Q\·\stackrel{\‾}{H}\·\mathrm{\Δt}$

式中，

为消落过程上的平均水头。

水位消落过程中损失的来流能：

E′(Q)-E(Q)=K·Q·△H·△t

式中，△H为时段内发电的损失水头。

水位消落过程中动用的水库蓄能：

△E(V)=△V/μ

△V=V_初-V_末

式中，μ为水电站平均发电耗水率。水库蓄能变化的计算可依据上游水位-库容曲线中水位变化与库容变化间的对应关系得到。

划分枯水期时段，依次进行各时段运行方式的计算。针对当前时段不同的水位消落方案，分别计算相应的性能指标：来流能损失、动用的水库蓄能、实际可发电能与蓄能利用效率。依据来流能损失、动用的水库蓄能及蓄能利用效率可分析来流能与水库蓄能的利用情况，并结合当前时段的电量需求，进而比较分析以较高的蓄能利用效率、较少的来流能损失及较多的实际可发电能综合确定当前时段最佳的水位消落方案。

2）枯水期末，运行时段末的水位消落至死水位。

这种情况对应于运行时段末为枯水期末汛期初，依据最佳水位消落要求，运行时段末可能不必消落至死水位，但由于汛期的到来运行时段末必须消落至死水位。此种情况下的最佳水位消落方式应该是在前期保持上游水位不变，以高水头运行，而在后期以较短的时间将水位拉至死水位，此时需要确定的是最佳的拉水运行时刻。

这里将运行时段△t分为2部分：来水维持上游水位不变的时间段△t₁与拉水运行的时间段△t₂，水头损失定义为△H′，则存在以下关系：

△t=△t₁+△t₂

△H=(Z(V_初)-Z(V_死))/2

来水在消落过程中的来流能损失：

E′(Q)-E(Q)=K·Q·△H·△t₂

水位消落过程中动用的水库蓄能：

△E(V)=△V/μ

△V=V_初-V_末

由枯水期来流能损失与蓄能利用间的效用关系式，确定枯水期末时段最佳的拉水运行时刻：

K·Q·△H·△t₂≤(1-λ)·△V/μ

在枯水期各时段运行方式计算完结后，综合分析枯水期各个时段水位消落情况、来流能与水库蓄能利用情况及实际可发电能情况，综合考虑枯水期内各时段的电量需求，针对可能出现的个别时段性能指标不尽合理与满意的情况，在枯水期内对各个时段的水位消落方案进行综合协调调整，以保证各个时段均能获得满意的性能指标。

（2）水电站蓄水期运行方式

在蓄水期运行中，将部分来水用于直接发电意味着动用了未来可用的水库蓄能。而这种部分蓄水、部分放水发电的运行方式相比较于将来水全部蓄入水库的运行方式而放言，发电水头有一定的损失，即意味着来流能的损失。为实现尽可能多发来流能电量的目标，需要在动用未来水库蓄能△E(V′)时，保证有一定的利用效率λ，即保证有λ·△E(V′)的实际转化电能：

E′(Q′)-E(Q′)≤(1-λ)·△E(V′)

此式为水电站蓄水期来流能损失与蓄能利用间的效用关系式，形式上与枯水期来流能损失与蓄能利用间的效用关系式是一致的，但二者的实际含义有很大的差别。

水库蓄水过程中，由于来水部分用于发电放水，降低了发电水头，从而使得水库蓄能增加的同时，面临着一定的来流能的损失。蓄水运行期间来水较小及来水较大情况下的蓄水过程曲线将有较大的差别。

在蓄水过程中，由于处在汛期，汛限水位与正常高水位是运行期间的控制水位Z_控制。

蓄水过程中最少蓄水的运行方式分为以下2种情况：1)若来水较小，水电站维持初始水位Z_初不蓄水，以来水流量发电；2)若来水大于最大引用流量，水电站满发，水位将自然蓄至Z_满发。

而将来水全部蓄入水库的最大蓄水运行方式能够实现来流能的最大利用，水电站将以高水头运行获得未来的最大发电量，此时水位将蓄至Z_全蓄。需要说明的是，若来水全部蓄入水库后超过相应时段的控制水位，则以控制水位Z_控制控制蓄水过程，高于控制水位部分的可蓄来水转化为必发电能。

实际蓄水过程中，由于要满足负荷需求，部分来水将用于放水发电，水库将蓄水至Z_部蓄，部分来流能转化为发电电能。来水由于未能全部转化为水库蓄能，意味着来流能以较低水头发电，存在着来流能损失：

E′(Q′)-E(Q′)=K·Q′·△H′·△t

式中，△H′为蓄水过程中由于来水未来全部蓄起造成的发电水头损失，在来水全部蓄起后未超过控制水位时△H′=(Z_全蓄-Z_部蓄)/2，在来水全部蓄起后超过控制水位时△H′=(Z_全蓄-Z_部蓄)/2。

水库蓄水过程中动用的未来水库蓄能：

△E(V′)=△V′/μ

△V′=V_全蓄-V_部蓄

式中，μ为水电站平均发电耗水率。

划分蓄水期时段，依次进行各时段运行方式的计算。针对当前时段不同的水位上升方案，分别计算相应的性能指标：来流能损失、动用的未来水库蓄能、实际可发电能与蓄能利用效率。依据来流能损失、动用的未来水库蓄能及蓄能利用效率可分析来流能与水库蓄能的利用情况，并结合当前时段的电量需求，进而比较分析以较高的蓄能利用效率、较少的来流能损失及较多的实际可发电能综合确定当前时段最佳的水位上升方案。

在蓄水期末时段，由时段末蓄水位与当前水位可确定平均水头损失、月内动用的未来水库蓄能，进而依据来流能损失与蓄能利用间的效用关系式，得到相应的来流能利用情况。

在蓄水期各时段运行方式计算完结后，综合分析蓄水期各个时段水位上升情况、来流能与水库蓄能利用情况及实际可发电能情况，综合考虑蓄水期内各时段的电量需求，针对可能出现的个别时段性能指标不尽合理与满意的情况，在蓄水期内对各个时段的水位上升方案进行综合协调调整，以保证各个时段均能获得满意的性能指标。

Claims (2)

1.基于蓄能分析的水电站蓄放水调度运行方案的确定方法，其特征在于，

枯水期调度运行方案确定方法依次采用下列步骤：

（1）依据天然径流的季节性变化确定年内枯水期，将计算时段设为季、月、旬、周、或日的时间单位，从枯水期第一个时段开始，进行枯水期运行方式的计算；

（2）在当前计算时段，将已知的时段初水位与若干可能的时段末控制水位之一的差值，选择确定为当前时段的水位消落方案；

（3）依据枯水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式，计算当前时段水位消落方案下的性能指标：包括：来流能损失、动用的水库蓄能、实际可发电能及蓄能利用效率；其中，枯水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式为：E′(Q)-E(Q)≤(1-λ)·ΔE(V)，其中不等式左边是枯水期来流能损失，E′(Q)为来水在维持上游水位不变下的来流能，E(Q)为来水在水位消落下的来流能，不等式右边是动用的水库蓄能的损失，ΔE(V)为动用的水库蓄能，λ为蓄能利用效率；枯水期来流能损失由ΔE(Q)=K·Q·ΔH·Δt计算得到，其中K为水电站出力系数，Q为时段天然来水平均流量，ΔH为水位消落带来的水头损失，表现为ΔH=(Z_初-Z_末)/2，Δt为时段间隔长；动用的水库蓄能由ΔE(V)=ΔV/μ计算得到，其中，ΔV=V_初-V_末，为水位消落引起的库容变化值，μ为水电站平均发电耗水率，其随水位变化取相应的变化值；实际可发电能由E_实=E(Q)-ΔE(Q)+ΔE(V)计算得到，其中E(Q)由来水对应的库容值除以平均发电耗水率计算得到；λ在当前时段水位消落方案确定的情况下，由枯水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式计算得到；

（4）选择不同的时段内水位消落方案，重复步骤（3），结合当前时段电网电量需求，进而比较分析以较高的蓄能利用效率、较少的来流能损失及较多的实际可发电能综合确定当前时段最佳的水位消落方案；

（5）重复步骤（1）、（2）、（3）、（4），完成枯水期前期各时段的水电站消落方案的选择；

（6）枯水期的末时段，依据枯水期来流能损失与蓄能利用间的效用关系式，确定最佳的拉水运行时刻，此枯水期末时段Δt分为2部分：来水维持上游水位不变的时间段Δt₁与拉水运行的时间段Δt₂，枯水期来流能损失与蓄能利用间的效用关系式具体表现为：K·Q·ΔH′·Δt₂≤(1-λ)·ΔV/μ，其中的ΔH′为水位由时段初水位消落至时段末要求的控制水位带来的水头损失，重复步骤（1）、（2）、（3），计算枯水期末时段的各项性能指标及最佳的拉水运行时刻；

（7）综合分析枯水期各个时段水位消落情况、来流能与水库蓄能利用情况及实际可发电能情况，综合考虑枯水期内各时段的电量需求，针对可能出现的个别时段性能指标不尽合理与满意的情况，在枯水期内对各个时段的水位消落方案进行综合协调调整，以保证各个时段均能获得满意的性能指标；

蓄水期调度运行方案的确定方法依次采用下列步骤：

（1）依据天然径流的季节性变化确定年内蓄水期，将计算时段设为季、月、旬、周、或日的时间单位，从蓄水期第一个时段开始，进行蓄水期运行方式的计算；

（2）在当前计算时段，将若干可能时段末控制水位之一与已知的时段初水位间的差值，选择确定为当前时段的水位上升方案；

（3）依据蓄水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式，计算当前时段水位上升方案下的性能指标：包括：来流能损失、动用的未来水库蓄能、实际可发电能及蓄能利用效率；其中，蓄水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式为：E′(Q′)-E(Q′)≤(1-λ)·ΔE(V′)，其中不等式左边是蓄水期来流能损失，不等式右边是动用的未来水库蓄能的损失，λ为蓄能利用效率；蓄水期来流能损失由ΔE(Q′)=K·Q′·ΔH′·Δt计算得到，其中K为水电站出力系数，Q′为时段天然来水平均流量，ΔH′为蓄水过程中由于来水未全部蓄起造成的水头损失，其在来水全部蓄起后若未超过控制水位，表现为ΔH′=(Z_全蓄-Z_部蓄)/2；若在来水全部蓄起后超过控制水位，则具体表现为ΔH′=(Z_控制-Z_部蓄)/2为，Δt为时段间隔长；动用的未来水库蓄能由ΔE(V′)=ΔV/μ计算得到，其中，ΔV=V_全蓄-V_部蓄，为水位上升至Z_全蓄与上升至Z_部蓄间引起的库容变化值，μ为水电站平均发电耗水率，其随水位变化取相应的变化值；实际可发电能由E_实=ΔE(V′)-ΔE(Q′)计算得到；λ在当前时段水位上升方案确定的情况下，由蓄水期运行方式的来流能损失与蓄能利用间的效用判别式计算得到；

（4）选择不同的时段内水位上升方案，重复步骤（10），结合当前时段电网电量需求，进而比较分析以较高的蓄能利用效率、较少的来流能损失及较多的实际可发电能综合确定当前时段最佳的水位上升方案；

（5）重复步骤（1）、（2）、（3）、（4），完成蓄水期前期各时段的水电站蓄水方案的选择；

（6）蓄水期末时段，依据蓄水期来流能损失与蓄能利用间的效用关系式，计算蓄水期末时段的各项性能指标，其中，时段末的控制水位为要求达到的蓄水位；

（7）综合分析蓄水期各个时段水位上升情况、来流能与水库蓄能利用情况及实际可发电能情况，综合考虑蓄水期内各时段的电量需求，针对可能出现的个别时段性能指标不尽合理与满意的情况，在蓄水期内对各个时段的水位上升方案进行综合协调调整，以保证各个时段均能获得满意的性能指标。

2.根据权利要求1所述的基于蓄能分析的水电站蓄放水调度运行方案的确定方法，其特征是：所述的基于蓄能分析的水电站蓄放水调度运行方案的确定方法适用于所有水文年份。

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