乌江彭水水库汛期中小洪水调度运用研究

朱 颖

（重庆大唐国际彭水水电开发有限公司，重庆 409600）

0 引言

为了达到从控制洪水转变为管理洪水的目的，彭水水电站开展了防洪限制水位分期研究和汛期局部时段的水位动态控制调度探索，并对中小洪水调度运用进行了研究，力求最大程度地利用洪水资源，获得更多的电量效益，这样不仅可以对重庆地区的经济建设起到支持作用，也有利于落实国家节能减排政策，同时也为科学利用中小量级洪水资源提供了新的思路。

1 彭水水电站概况

乌江是长江上游右岸的最大支流，发源于贵州省威宁县的三岔河，横穿贵州省腹地，自东北部出贵州进入重庆市境内，于涪陵区汇入长江。乌江流域面积87 920 km2，干流全长1 037 km，总落差2 124 m，多年平均流量1 690 m3/s，多年平均径流量534亿m3。

彭水水电站位于乌江干流下游，为乌江干流开发的第10个梯级，梯级下游电站为乌江银盘电站。彭水电站距重庆市的直线距离约170 km，电站总装机容量1 750 MW，安装5台单机容量350 MW的混流式水轮发电机组，设计年发电量63.51亿kW·h，承担重庆电网的调峰、调频和事故备用任务，是重庆电网的骨干支撑电源。电站枢纽工程以发电为主，兼顾航运、防洪及其他综合利用效益。电站正常蓄水位293 m，防洪限制水位287 m，总库容为14.65亿m3，其中调节库容5.18亿m3，预留防洪库容2.32亿m3，与上游的构皮滩、思林和沙沱等大型防洪水库联合运用，可以配合三峡水库对长江中下游防洪，同时也可以减轻对乌江下游的防汛压力。彭水水电站一般运行方式为5月1日开始降低库水位，至5月20日需降水位至汛限水位，5月21日～8月31日期间，运行水位一般情况下不得高于汛限水位287 m，9月1日开始，根据雨情和水情情况择机开始蓄水。

2 中小洪水调度运用研究的必要性

我国从中央到地方均提出了节能减排、低碳经济的政策和方针，怎样在确保安全的前提下，最大程度地利用可再生的清洁能源，充分挖掘彭水水电站的发电潜力，是与这个国策和理念一致的。乌江的来水大部分都集中在6月～8月，科学合理地将汛期来水，特别是将中小量级洪水利用起来，从以前相对保守的洪水防御调度转变成洪水管理调度是值得探索研究的问题，可以获得明显的发电效益和社会效益。

彭水水库在防洪限制水位287 m运行时，每米库容据测算相差为

3 200万m3左右，如果在汛期时段，彭水电站能设置一定的库容，再根据天气预报和来水预报情况，以保证大把枢纽自身以及上、下游防洪对象安全为前提，在遭遇洪水期间能拦蓄一定水量，不仅可以减少下泄洪量，还能有效地提高电站的发电量。根据测算，每将1 m库容洪水量拦蓄至库中，可以增加600万kW·h左右的发电量，开展汛期中小洪水资源化利用是非常有必要的[1]。

3 彭水水库分期防洪限制水位研究

在汛期的5月21日至8月31日期间，要求彭水水电站水库运行水位正常按照不超过汛期限制水位287 m控制，预留防洪库容2.32亿m3。实际运行中存在以下问题。1）电站按最大过机流量发电时，上下游水头差低于机组的额定水头67 m造成机组出力受阻无法满负荷发电。2）由于重庆电网存在峰谷变化幅度大，水电比重小且调节性能低，彭水水电站承担重庆电网的调峰任务较重，运行过程中为维持汛期防洪限制水位，又要满足电网的调峰需要，导致彭水水电站在负荷低谷时产生了大量的弃水。3）由于汛限水位较低水库调节性能不太好，为了避免大量弃水情况发生，汛期水库长期维持在较低的水位运行，导致电站的发电水头低于原设计成果，增加了耗水率。

针对以上问题，彭水水电站进行了洪水分期研究，从天气的成因上找出了乌江流域的洪水分界点，结合实际测量的洪水峰量大小及发生时间等规律统计，对汛期的分界时间进行了主汛期与后汛期的划分分析，以保证大坝枢纽自身和长江中下游防洪安全为前提，提出了汛期时段分期防洪限制水位，在后汛期抬高水位运行，从而增加发电运行水头，科学合理的利用汛期时段水量，增加发电量。其主要成果为，以不增加库区淹没损失，同时不影响大坝枢纽自身防洪安全和满足下游防洪安全为前提，彭水水库可实行分期防洪限制水位，主汛期为5月21日～8月20日，水库按照防洪限制水位287 m控制，后汛期8月21～31日可将水库的防洪限制水位提高到292 m。

4 彭水水库汛期水位动态控制研究

4.1 汛限水位动态控制方式

彭水水电站设置汛限水位的目的是配合三峡水库运用，拦蓄长江中下游发生大洪水时进入三峡水库的超额洪量，根据《乌江干流规划报告》分配彭水水库预留防洪库容为2.0亿m3。建议对彭水水电站汛限水位实行动态控制，即在明确不需要彭水水库承担长江中下游防汛任务时，在入库流量小于5 000 m3/s，安全和风险可控的情况下，提高汛期运行水位到288.85 m，发挥1.85 m库容的发电效能；在中小型洪水过程中，在下游防汛风险可控条件下，可临时超蓄至290 m～293 m，洪水过后再逐步消落至288.85 m；当需要彭水电站配合三峡水库为长江中下游承担防洪任务时，水库水位从288.85 m提前消落至287 m以下，缓解长江中下游超额洪量。

4.2 风险及预防措施

彭水水电站汛限水位上浮后主要的风险为彭水水库运行水位上浮会减少配合三峡的防洪库容，因此，当长江中下游发生灾情严重的洪水时，彭水水库应停止上浮运行，尽快地将水位降低到防洪限制水位287 m，听从国家防总和长江防总的统一调度。

另外，当彭水水库起调水位超过288.85 m又遇20年一遇的洪水时，上游沿河县城会超过312 m的防洪标准水位。但是，目前乌江流域梯级开发已接近尾声，彭水上游已经建成8座水电站，且有构皮滩、洪家渡等水电站水库库容大，具有多年调节能力，将对乌江上游形成的洪峰进行逐级消峰。利用现代化的水雨情预测及监控系统，能够及时地提前预报乌江流域遇20年一遇及以上的洪水。通过对上游电站水情的实时监控和雨情的预报，在可能遭受20年一遇及以上的洪水时，通过加大发电流量及提前预泄的方式将彭水水库水位消落的至287以下，确保不增加上游沿河县城的防洪负担，同时控制下泄流量不超过下游彭水县城的防洪标准。

5 中小洪水利用研究

在分期防洪限制水位和汛期水位动态控制的基础上进行中小洪水利用研究，预报即将发生一定量级洪水前通过增加机组出力，腾空部分库容，在洪水涨水前临时降低水位，通过减少弃水、增加库容重复利用率实现防洪效益、发电效益双赢的目的。

5.1 预泄控制条件

5.1.1 中小洪水条件

考虑上下游防洪对象的要求，拟定对中小洪水条件如下，利用中小洪水判别条件为：根据彭水水电站水情自动测报系统分析成果，上游降雨较大，在可预见期内，入库水量大于3 000 m3/s，但在可预见期内最大来量不大于8 000 m3/s时可实施中小洪水的利用。

5.1.2 涨水时候水库加大泄量条件分析

为了合理地利用水能资源，当预报有洪水到来的时候，彭水水电站通过加大机组发电流量，提前降低水库水位，腾空部分库容，既可拦蓄部分洪水获得较多的发电效益，又可以在洪水来临以前降低坝前水位，提高彭水水电站洪水调度的可靠性，使汛期日运行浮动的水库运行方式泄洪操作更安全。水库加大泄量条件为：预报来水将大于电站机组最大过机流量（3 000 m3/s），且根据上游水情预报、降雨情况、天气预报和上游梯级水库运行情况，入库洪水将持续增加时，电站加大下泄流量直至机组最大过流能力，降低水库水位，腾空库容迎接洪水。

5.2 预泄方式初步分析

根据目前彭水水电站水情自动测报系统设置情况，彭水水库不同配置方案预报调度预见期约10 h～20 h，考虑到将来预报水平的提高，因此，初步考虑以预见期在3 h～36 h的不同预见期下的泄水方式。

5.2.1 不同预见期预泄能力分析

由于主要初步研究汛期如何重复利用彭水汛限水位水位287 m至死水位278 m的库容问题，因此有必要分析不同预见期下水库的最大迫降能力。表1为预报不同预见期下的量级平均来水时水库可降低的最低水位，表2为不同预见期下的量级来水时水库最大可重复利用库容。

由表1和表2可知，在预报相同量级的来水时，预见期越长则水库可利用的重复库容越多；在相同预见期下，未来时段内来水越大，则水库可消落的深度越大。当预报24 h内平均来水超过6 000 m3/s时，水库可以加大机组出力，最大可重复利用2.59亿m3库容。也就是说，当水库的预见期足够长，且预报洪水足够大，就可以在汛期大洪水来临前最大限度地利用重复库容。考虑到目前彭水的预报水平与精度可控制在12 h内，中小洪水运用前水库的最低消落水位不应低于280 m。

5.2.2 运用概率分析

根据彭水水文站日径流过程统计，汛期5月下旬～8月下旬，入库径流大于3 000 m3/s的多年平均天数约为32 d，如果彭水的24 h的预报精度达到甲级标准，则该种汛期重复利用库容的预泄调度方式的利用概率会增加。

5.3 小结

由于该次主要研究在预报即将发生一定量级洪水前通过增加机组出力，腾空部分库容，在洪水涨水阶段临时降低水位，达到通过减少弃水、增加库容重复利用率获得一定发电和防洪效益的目的。

考虑到目前预报水平与精度，建议在中小洪水运用前水库的最低消落水位不应低于280 m。在洪水的涨水过程中，水库的预见期越长越有利于在汛期通过重复利用库容来获取发电效益，且效益可观，因此提高预报水平对开展中小洪水利用是有积极作用的。

表1 不同预见期下不同量级来水时水库最大可降低水位（m）

表2 不同预见期下不同量级来水时水库最大可重复利用库容（亿m3）

6 实践情况

根据相关研究成果，如果开展水位动态控制，汛期运行水位动态上浮1 m，即可增加发电量2 300万kW·h左右，动态上浮1.85 m可以增加发电量4 300万kW·h左右。后汛期将水库的防洪限制水位提高到292 m，可以增加电站的年平均发电量约2 300万kW·h左右。

彭水水电站根据相关研究成果，在取得防汛主管部门的信任和支持的情况下，开展了水位动态控制和后汛期提前蓄水调度的实践，在风险可控前提下，彭水水电站通过汛限水位动态控制每年平均增发电量5 000万kW·h左右，2012年和2014年通过后汛期提前蓄水累计增加发电量3 000万kW·h以上。彭水水电站从2009年开始，通过开展汛期重复利用库容调度，即在洪水入库前或降雨发生前，提前降低库水位，以腾出库容蓄纳“多余”洪水，增加水量的利用程度，减少弃水发生，每年平均增发电量8 000万kW· h左右。

7 结语

开展水库汛期中小洪水调度运用，可以在几乎不额外增加投资的情况下，通过深挖电站调度潜力，就能够取得明显的发电效益，是提高水电清洁能源利用水平的有效方式。彭水水电站在汛期中小洪水资源化利用方面开展了有效的探索和实践，在以后的工作中还将进行必要的总结和提炼，争取为国家节能减排事业和水电清洁能源的充分利用做出贡献。