水电站节水增发电量考核软件研制

介绍了节水增发电量考核指标中的节水增发电量、水能利用提高率的计算原理。应用软件工程学思想,以PowerBuilder(PB)为开发工具开发节水增发电量考核软件,软件简单适用,效益明显。     

水电站经济运行考核指标改进研究

水能利用提高率一直是水电站进行经济运行考核的一个重要指标,但在实际应用中存在着参数确定人为因素较大和计算繁琐等问题。文章通过分析水电站水能利用提高率计算中存在的问题,提出了客观、简便的考核指标改进方法。     

水电站运行参数和考核指标的改进建议

水电站的运行参数和考核指标，是直接关系到水电站及电力系统经济效益重要技术数据。随着情况的变化和科技的进步，我国早年规定的考核水电站运行状况的一些参数和指标已不能完全适应目前的实际情况，应该及时加以改进。为此，笔者地运行参数和考核指标提出了新的意见与建议。主要是：对来水状况应加入“可用来水”的概念，目的是改进对水电站考核电量、水量利用率、水能利用率等指标的计算管理，使其更符合客观实际；同时，应引入“水能利用提高率”的指标，重点是分析计算水电站因提高运行水平和技术进步而增发的电量。     

基于径流频率分区的水能利用提高率改进算法

在传统的水能利用提高率算法中,季调节及以上电站通常是采用调度图来计算考核电量,然而该方法计算的调度过程与实际调度过程偏差较大,计算结果不能真实地反映优化调度效益水平。提出了一种基于径流频率分区的水能利用提高率改进计算方法,该方法是将调度图的保证出力区进行细分,并结合来水频率来确定电站的出力。实例计算表明:改进的水能利用提高率计算方法能够解决调度图使用时出力调整的主观性问题,使得调度过程更加贴近实际,评价结果更加客观合理。     

贵州乌江流域水电站水能利用指标考核评价体系研究

为促进水电厂管理水平的提高,合理利用水能,建立了"乌江模型"水能利用指标考核评价体系。简要介绍了水能利用指标考核评价体系和"乌江模型"评价体系的意义。阐述在确定考核计算基本参数和边界条件时应注意的原则和参照方法,并对最终的技术成果作详细总结,同时对"乌江模型"的预期目标进行了展望。研究结果表明,与目前国内考核系统相比,"乌江模型"更加全面、系统、科学、合理。该模型的成功开发与应用,可为乌江梯级增发电量达5%,经济效益明显。     

关于水能利用提高率计算办法的讨论

关于水能利用提高率计算办法的讨论周建峰（鲁布革发电总厂）“水能利用提高率”是个考核水电站优化调度和经济运行的指标、由于水电站一般由电网统一调度．电网的负荷安排将影响电站的经济运行。鲁布革水电站由云南省电力局中心凋度所统一调度。目前．整个电网弃水期负荷...     

小水电径流调节计算时段对电站水能指标的影响

水电站水能指标大小直接影响投资效益,具有不同调节能力水库的小水电站选用不同径流调节计算时段,其得出的水能指标是不同的,如何合理选用计算时段,得出可靠的电能指标,十分重要。笔者在工作中分析了水库库容系数在15%以下的几座小水电站水能指标比值K与库容系数β关系,供同行工作中参考、借鉴,共同研讨。     

山区日调节小水电站水能计算

针对日调节水电站水能计算方法按日平均流量计算日平均出力,忽略了日调节水库对径流的调节作用,不能充分体现日调节水库带来的发电效益这一问题,提出了山区日调节小水电站水能计算改进方法,并通过实例说明了计算方法和步骤。改进后的计算方法充分考虑了汛期日调节水库的调节作用,提高了水量利用率,较真实地反映了日调节水库的效益,为山区日调节水电站选择调节库容提供依据。     

小水电径流调节计算时段对电站水能指标的影响

水电站水能指标大小直接影响投资效益，具有不同调节能力水库的小水电站选用不同径流调节计算时段，其得出的水能指标是不同的，如何合理选用计算时段，得出可靠的电能指标，十分重要。笔者在工作中分析了水库库容系数在15％以下的几座小水电站水能指标比值K与库容系数β关系，供同行工作中参考、借鉴，共同研讨。     

休宁县农村电气化规划中的电源规划

电源规划是县农村电气化规划的核心。以水能计算为基础,确定各电站的保证出力、平均出力和年电能等指标,由枯水年的电力电量试平衡,确定县电力系统的电力缺额,选择规划期内的电源点。综合所有电站的水能计算成果,划分为无调节电站、已建和在建电站、新建电源点等三个单元,对各单元的月平均出力等指标进行综合,作达标年后的电力电量总平衡。在规划新建电源点的同时,要重视已建电站的更新改造,增加县电网的发电量。     

葛洲坝及三峡工程对上游槽蓄曲线影响探讨

影响水面线及槽蓄曲线的因素可概括为河段自然地理状况及水流情势.随着水利水电工程的开发建设,人类活动影响日益凸现.以三峡工程坝址以上河段为例,根据三峡库区大量实测地形和水文资料,遵循水力学分析原理和方法,建立数学、物理模型,研究三峡坝址以上河段在天然、葛洲坝单独蓄水运行、三峡工程二期导流3个不同时期的水面线和槽蓄曲线,探讨了两项水利工程建设对上游槽蓄曲线的影响.分析表明,受工程影响,同蓄量水位抬高,同水位蓄量减小.三峡坝址至双江河段蓄量同为40亿m\+3,天然时期坝址水位为63.05 m,葛洲坝蓄水后坝址水位抬高6.38 m,三峡工程二期导流时期坝址水位抬高达8.71 m.     

水能资源开发利用程度国际比较

通过对国内外水能资源数据和研究成果的持续追踪,对主要国家尤其是发达国家水能资源开发、储水设施建设的分析比较,从国际角度定位我国水电开发利用程度。研究结果表明:我国水能资源丰富,居世界第一,水电年发电量也位居世界前列,2013年我国水电经济开发度为52%,低于主要发达国家水电经济开发度(70%以上);我国水能资源开发利用程度低于人类发展指数介于0.7~0.8的中等人类发展水平国家的水能资源开发程度。我国水能资源方面的多项总量指标位居世界前列,但在开发利用程度、与社会经济发展匹配程度方面与发达国家相比,差距依然存在。     

提高水电站水库水能利用率的方法

通过分析东北电网水电站水能利用率低于原设计的原因，从水能学基本原理出发，提出了提高水能利用率的基本思路，并从修改水电站调度规划等方面入手，研究了提高水能利用率的方法。在国内外有关提高水能利用率方法研究的基础上，首次提出了“双目标分期抬高汛限水位优选模型”。模型的求解模糊优选原理及其模式，计算简便且易于推广。     

梯级水电站对黑河出山口径流及洪水过程的影响

基于莺落峡水文站的月年径流量、年最大洪峰流量、洪水过程及黑河上游流域降水等资料,运用双累积曲线法、Mann-Kendall趋势检验法(简称MK检验法)、基尼系数法等方法,分析梯级水电站对黑河出山口莺落峡水文站径流及洪水过程的影响。结果表明:黑河上游梯级水电站的建设运行对年径流量变化影响不大,对径流年内分配及洪水过程有一定影响;电站联合调度运行后,坝前库区蓄放水改变了天然径流过程,对径流年内分配产生显著影响,年内分配均匀度在2001年发生转折,2017—2020年呈显著增加趋势;人为升降闸门高度,致使水位直上、直下,洪水过程拉长,峰值变大,呈陡涨直落形态,涨落率和变化频次增加。研究成果可为加强流域水电站科学调度、水生态文明建设及水能水资源可持续开发利用提供理论依据。     

百龙滩电厂弃水损失电量分析及对策

通过对百龙滩电厂实际运行经验的分析，探讨无调节性能的径流式水电站的弃水损失电量的定义和计算方法，并结合实际情况提出了如何提高水能利用率、尽可能发挥水库最大综合效益的方法及对策。     

受输电通道容量约束的水电弃水研究

为了准确量化因输电通道容量不足造成的水电"窝电"电量大小,通过跟踪水电富集区电力生产及送出情况,在完善现有水电理论弃水电量计算方法的基础上,进一步提出了输电通道断面受阻弃水电量概念和计算方法,并就水电弃水电量在用电高峰、低谷时段的分布进行了探讨,最后以并入四川电网茂县输电通道的水电集群为例进行了验证。结果显示:该地区60%～70%的水电弃水发生在用电低谷时段,且受输电通道容量不足造成的受阻弃水电量占比仅为3. 4%,剩余96. 6%的弃水电量可以通过开辟用电增量、引导合理用电以降低负荷峰谷差等措施加以利用。     

水电工程快速估价系统的研究与开发

在总结国内外工程估价方法的基础上，以Ｗｉｎｄｏｗｓ为平台，利用ＦｏｘＰｒｏ系统核心模块的存贮管理、事务管理、数据库控制和维护工具等功能，开发了面禹工程造价管理的水电工程估价系统，该系统用模糊判别法作为确定识别类似工程的方法，对水电工程进行项目划分，选择相似分项工程，采用指数平滑法建立快速估价数学模型，灵活地进行历史工程数据库的维护和管理及拟建工程的快速估价分析和计算，经算例证明，该系统可满足水电式     

水电工程移民全寿命期风险评价研究

为准确评价水电工程移民风险，从全寿命期的角度建立了包含规划设计、安置实施和后期扶持3个阶段的水电工程移民全寿命期风险评价指标体系。采用网络分析法（ANP）确定了评价指标权重，构建了基于云重心的水电工程移民全寿命期风险评价模型。该模型实现了专家决策从定性概念到定量数据的映射，通过定性评测的云发生器来确定水电工程移民全寿命期的风险等级，因而可以有效提高风险评价的拟合和预测精度。通过实例分析验证了该评价方法的可行性和有效性。     

承德水能资源开发与农村水电可持续发展的思考

承德市水能资源较为丰富,但开发程度较低.通过对全市水能资源及开发状况的调研,分析了水能资源开发利用的制约因素.提出了依托小水电代燃料项目和水电农村电气化县建设项目,完善政策,全面规划,统筹兼顾,坚持水能资源合理有序开发,实现承德农村水电可持续发展的相关措施     

Simulation of Climate Change Effects on Hydropower Operations in Mountain Headwater Lakes,New Zealand

Future climate change is expected to have wide ranging impacts on the hydrology of mountain rivers because of changes in the magnitudes and timing of rain and snow, as well as the significant spatial variability of topography and other catchment characteristics. In New Zealand, hydropower generation in mountain basins is the primary source of electricity and renewable energy resource in the country. The goal of this study was to simulate and evaluate the potential effects of climate change on hydropower operations in three mountain headwater lakes (lakes Pukaki, Tekapo, and Ohau) in the Upper Waitaki Basin of the central South Island. The TopNet hydrological model was used to estimate catchment runoff and lake inflows based on the 1990s (baseline), 2040s, and 2090s periods. Average temperature and precipitation results from an ensemble of 12 Global Circulation Models based on the IPCC 4th Assessment Report A1B emissions scenario were used as input to TopNet. Linked hydropower lake water balance models were developed and used to simulate hydropower operations including discharge, hydroelectric power generation, and spill based on TopNet future inflow predictions, projected electricity demand, and lake storage and outflow characteristics. Our results indicate that annual lake inflows increase under future climate scenarios, but that there are seasonal effects with increasing flows in winter and early spring, and summer flows decreasing somewhat as a result of increasing temperatures and greater winter rain with less snow. Although overall hydropower generation can increase with the increasing flows and projected electricity demand, the seasonal changes result in demand being met in winter and spring with potential shortfalls in summer and autumn. Maximum annual generation can be achieved for some generating stations, but generation will decrease at other stations and more spill will likely be required through the 2090s because of the seasonal changes. Therefore flood and drought risk could also increase for downstream areas. Results also indicate that by the 2090s electricity demand could exceed generation capacity for these headwater lakes. Copyright © 2016 John Wiley & Sons, Ltd.