一种跨流域调水对梯级水电站径流及发电量影响的定量评估方法及系统与流程

本发明属于水库发电调度与水资源综合管理，尤其涉及一种跨流域调水对梯级水电站径流及发电量影响的定量评估方法及系统。

背景技术：

1、随着全球能源结构向低碳化加速转型，水电作为电力系统灵活性与充裕性的重要调节电源，在构建以新能源为主体的新型电力系统中发挥着基础调节作用。然而，在气候变化与大规模人类活动的叠加影响下，流域水资源的科学分配与梯级水电的可持续开发面临严峻挑战。

2、大型跨流域引调水工程作为优化水资源空间格局的重大战略性举措，在实现宏观水资源调配的同时，也将显著改变水源流域的天然水文情势。这种规模化的径流截取，将导致调水枢纽下游数十座梯级电站的入库径流发生系统性缩减。径流总量的削减与年内分配特征的变异，不仅直接压降了梯级电站的发电出力水平，更易诱发电力保供的季节性风险，对流域水电系统的高效运行提出了极高要求。

3、现有技术在水电调度领域的风险评估多集中于单一流域或短期调度尺度，面对涉及多流域协同、长跨度调节的超大型跨流域调水工程，现有的评估框架存在明显不足：大型梯级水库群具备年、季调节能力，调水导致的径流衰减不仅具有短期冲击，在中长期尺度上更表现出显著的累积效应与非线性特征。若仅从短期或单一特征年视角进行简单的线性折算分析，难以全面、准确地评估径流变异对梯级水库群联合发电的实际制约机理及长远影响。

技术实现思路

1、发明目的：本发明提供一种跨流域调水对梯级水电站径流及发电量影响的定量评估方法及系统，旨在解决现有评估方法难以全面刻画超大型调水工程对长系列发电量产生的累积效应与非线性影响的技术问题，从而为梯级水库群应对大规模水量强迫变化、制定科学的联合调度与保供策略提供精确的量化依据。

2、技术方案：本发明所述的一种跨流域调水对梯级水电站径流及发电量影响的定量评估方法，包括：

3、s1、获取目标流域内各梯级水电站的工程特征参数、水力发电约束、下游多目标运行约束条件，并设定调水边界条件，构建多源基础数据库；

4、s2、基于河网水力拓扑确定各梯级水电站坝址相临近的水文站，根据各梯级水电站坝址与相临近的水文站的拓扑关系，计算各梯级水电站坝址处的天然径流序列；结合所述调水边界条件，计算调水情景下各梯级水电站坝址处的入库径流序列；

5、s3、基于所述多源基础数据库构建常规调度模拟模型，保持常规调度模拟模型中水库群常规调度规则与约束条件不变，将每一梯级水电站坝址处的天然径流序列输入常规调度模拟模型中，获得每一梯级水电站坝址处调水前的发电量序列；将每一梯级水电站的入库径流序列输入常规调度模拟模型中，获得每一梯级水电站坝址处调水后的发电量序列；

6、s4、对比每一梯级水电站调水前的发电量序列与调水后的发电量序列，计算预设的梯级水电站在预设的分析时段内发电量的损失值与损失率；从年际来水频率特征维度、年内季节性特征维度、空间拓扑沿程累积递减特征维度分别获得调水工程导致的发电量损失分布规律。

7、进一步的，所述基于河网水力拓扑确定各梯级水电站坝址相临近的水文站，包括：

8、对于每一梯级水电站坝址，以所述梯级水电站坝址为起点，在河网水力拓扑中识别所有与所述梯级水电站坝址位于同一干流或同一支流的水文站；对每一识别出的水文站，检查所述水文站与所述梯级水电站坝址之间的水流路径上是否存在其他水文站或控制性水利工程节点，若存在则将所述水文站剔除，若不存在则保留所述水文站为候选水文站。

9、对每一候选水文站，若所述候选水文站位于所述梯级水电站坝址的下游，且所述候选水文站的控制面积完全包括所述梯级水电站坝址的控制面积，且所述候选水文站与所述梯级水电站坝址间不存在其他水文站或主要支流汇入控制断面，则所述梯级水电站坝址相临近的水文站为所述候选水文站，且所述候选水文站为所述梯级水电站坝址的单一控制水文站；

10、若所述梯级水电站坝址存在两个候选水文站，且所述梯级水电站坝址位于两个候选水文站之间的闭合河段内，且所述梯级水电站坝址的控制面积介于上游候选水文站与下游候选水文站之间，则所述梯级水电站坝址相临近的水文站为所述两个候选水文站；所述两个候选水文站分别为所述梯级水电站坝址的上游控制水文站和下游控制水文站。

11、进一步的，所述根据各梯级水电站坝址与相临近的水文站的拓扑关系，计算各梯级水电站坝址处的天然径流序列，包括：

12、若所述梯级水电站坝址的候选水文站为单一控制水文站，则所述梯级水电站坝址位于单一控制水文站上游，则对于每一计算时段t，采用控制面积比法计算在该时段由单一控制水文站控制的梯级水电站坝址处的天然径流量，公式为：

13、；

14、其中，为在第t时段第i个梯级水电站坝址处调水前的天然径流量；为第i个梯级水电站坝址的控制面积；为第i个梯级水电站坝址的单一控制水文站的控制面积；为第i个梯级水电站坝址的单一控制水文站在第t时段的历史观测径流量；

15、若所述梯级水电站坝址的候选水文站为上游控制水文站和下游控制水文站，则所述梯级水电站坝址位于上游控制水文站与下游控制水文站的闭合区间内，对于每一计算时段t，采用区间面积比内插法计算在该时段处于上游控制水文站与下游控制水文站的闭合区间内的梯级水电站坝址处的天然径流量，其计算公式为：

16、；

17、其中，为在第t时段第i个梯级水电站坝址处调水前的天然径流量，；为第i个梯级水电站坝址处的控制面积；为第i个梯级水电站的上游控制水文站的控制面积；为第i个梯级水电站的下游控制水文站的控制面积；为第i个梯级水电站的上游控制水文站在第t时段的历史观测径流量；为第i个梯级水电站的下游控制水文站在第t时段的历史观测径流量；

18、对于每一梯级水电站，将每一计算时段计算得到的天然径流量逐段拼接，生成每一梯级水电站坝址处的天然径流序列。

19、进一步的，所述结合所述调水边界条件，计算调水情景下各梯级水电站坝址处的入库径流序列，包括：对每一计算时段t，将该时段的天然径流量扣减对应时段的调水量，并叠加该水电站坝址上游紧邻电站的下泄流量，得到该时段的入库径流量，公式为：

20、；

21、其中，为在第t时段第个梯级水电站坝址处调水情景下的入库径流量；为在第t时段第个水电站坝址处的天然径流量；为基于调水边界条件确定的第i个梯级水电站上游相关引水断面在第t时段的规划调水量；为在空间水力拓扑上直接位于第i个梯级水电站坝址上游的紧邻电站集合；为上游第个水电站在第t时段的下泄出库水量。

22、进一步的，所述常规调度模拟模型的输入序列包括每一梯级水电站坝址处的天然径流序列或入库径流序列；常规调度模拟模型在输入序列的每一计算时段t内执行径流调节与水量平衡计算，包括：

23、依据梯级水电站在第t时段初的水库水位，查询所述水位-库容曲线函数，确定第t时段初的水库蓄水体积；所述水位-库容曲线函数根据各梯级水电站的工程特征参数建立；

24、执行水库蓄泄水量平衡计算，公式为：

25、；

26、其中，为第t时段末的水库蓄水体积；为第t时段初的水库蓄水体积，；为第t时段内的平均入库流量，在无调水基准情景下取天然径流量，在调水情景下取扣除调水量并经上游调节后的入库径流量；为第t时段内的平均出库流量；为时段内水库的水面蒸发与渗漏损失流量之和；为计算时段的时间尺度大小；

27、将第t时段的平均出库流量拆分为平均发电过机流量与水库弃水流量，且受限于预设的生态基流与航运保障的流量下限约束；

28、将代入尾水水位-下泄流量对应关系曲线获得下游尾水水位，依据第t时段的平均上游水位与下游尾水水位之差，扣除水头损失，计算得到机组净发电水头，第t时段的平均上游水位由第t时段初水库水位和第t时段末水库水位取平均得到，或者由第t时段平均库容经水位-库容曲线函数反算得到；第t时段末水库水位由水库蓄泄水量平衡计算结果确定；所述尾水水位-下泄流量对应关系曲线根据各梯级水电站的水力发电约束中的尾水水力学参数建立；

29、计算第t时段的平均发电出力，公式为：

30、；

31、其中，为水电站在第t时段内的平均发电出力；为发电机组的出力系数；为当前发电净水头及出力水平下由机组效率-综合水头-出力对应关系曲线查询得到的动态机组效率值；为第t时段的平均发电过机流量；为机组净发电水头；并且所述发电出力的大小被约束在电站装机容量与出力下限约束之间；所述机组效率-综合水头-出力对应关系曲线根据各梯级水电站的水力发电约束中的机组特性参数建立；

32、所述调水前的发电量序列或调水后的发电量序列包括各计算时段的发电量，由平均发电出力乘以时段长度得到。

33、进一步的，所述计算预设的梯级水电站在预设的分析时段内发电量的损失值与损失率，公式为：

34、；

35、其中，为第i个梯级水电站的调水前的总发电量，为第i个梯级水电站调水前的发电量序列在预设的分析时段内的发电量之和，为第i个梯级水电站在实施调水后的总发电量，为第i个梯级水电站调水后的发电量序列在预设的分析时段内的发电量之和，为第i个梯级水电站的总发电量的减少量；为第i个梯级水电站的总发电量的损失率。

36、进一步的，从年际来水频率特征维度获得调水工程导致的发电量损失分布规律，包括：

37、采用皮尔逊iii型概率分布模型对历史径流量观测数据进行频率计算，确定水文站的来水频率；根据所述来水频率，设计分级阈值：

38、若，则该年为丰水年，提取该年各梯级发电站坝址处调水前的发电量序列和调水后的发电量序列，组成丰水年序列；若，则该年为平水年，提取该年各梯级发电站坝址处调水前的发电量序列和调水后的发电量序列，组成平水年序列；

39、若，则该年为枯水年，提取该年各梯级发电站坝址处调水前的发电量序列和调水后的发电量序列，组成枯水年序列；

40、若，则该年为特枯水年，提取该年各梯级发电站坝址处调水前的发电量序列和调水后的发电量序列，组成特枯水年序列；

41、根据丰水年序列、平水年序列、枯水年序列、特枯水年序列，分别计算各梯级发电站在丰水年、平水年、枯水年、特枯水年的总发电量的损失量与损失率；

42、当枯水年的总发电量的损失量大于特枯水年的总发电量的损失量时，将损失量峰值所在的来水频率分级及其相邻频率分级确定为极值区间；使用所述极值区间表征总发电量的损失量随天然径流减少并非单调增加的频率范围，并标定梯级发电系统对天然径流衰减的非线性响应边界。

43、进一步的，从年内季节性特征维度获得调水工程导致的发电量损失分布规律，包括：根据目标流域内降雨径流的年内季节性分配特征，设定时段控制划分规则：将每年的6月至10月共五个自然月划定为丰水期；将每年的11月及翌年的5月共两个自然月划定为平水期；将每年的12月至翌年的4月共五个自然月划定为枯水期；截取丰水年、平水年及枯水年内丰水期、平水期、枯水期的各梯级发电站坝址处调水前的发电量序列和调水后的发电量序列，计算获得各期段的平均入库径流量与期段发电量损失值；

44、提取枯水期段发电量损失量在全年总发电量损失量中的占比指标，公式为：

45、；

46、并依据所述占比指标判定年内水资源重分配的极化特征规律：

47、若ρ大于枯水期时长占全年时长的比例，则说明调水造成的发电损失向枯水期集中；若ρ大于50%，或者ρ随丰水年、平水年、枯水年的来水条件减小而递增，则判定年内水资源重分配呈现显著极化特征；否则判定极化特征不显著。

48、进一步的，从空间拓扑沿程累积递减特征维度获得调水工程导致的发电量损失分布规律，包括：依据河流自上而下的物理流向，建立包含引水节点、干支流汇口及沿程梯级水电站的链式拓扑矩阵；在链式拓扑矩阵中提取各梯级水电站作为节点的级联编号、节点径流减少比例及节点单站发电量损失率；基于节点的级联编号的递增序列，比对各节点损失率差值，计算衰减消纳参数，公式为：

49、；

50、其中，为第i级节点至其直接下游第i+1级节点的衰减消纳参数，为第i级节点的单站发电量损失率，为第i级节点的直接下游相邻节点的单站发电量损失率；当大于0时，表示区间汇流或天然支流介入对调水冲击具有消纳作用，越大表示沿程衰减越明显；在计算衰减消纳参数的基础上，结合相邻节点间区间来水量、天然支流汇入量和节点径流减少比例，确定损失率首次降低至预设影响阈值以下或连续两个下游节点损失率变化小于预设变化阈值的位置，作为梯级系统受调水冲击的沿程递减空间约束边界。

51、本发明所述的一种跨流域调水对梯级水电站径流及发电量影响的定量评估系统，包括：

52、数据库构建模块，用于获取目标流域内各梯级水电站的工程特征参数、水力发电约束、下游多目标运行约束条件，并设定调水边界条件，构建多源基础数据库；

53、径流序列计算模块，用于基于河网水力拓扑确定各梯级水电站坝址相临近的水文站，根据各梯级水电站坝址与相临近的水文站的拓扑关系，计算各梯级水电站坝址处的天然径流序列；结合所述调水边界条件，计算调水情景下各梯级水电站坝址处的入库径流序列；

54、发电序列计算模块，用于基于所述多源基础数据库构建常规调度模拟模型，保持常规调度模拟模型中水库群常规调度规则与约束条件不变，将每一梯级水电站坝址处的天然径流序列输入常规调度模拟模型中，获得每一梯级水电站坝址处调水前的发电量序列；将每一梯级水电站的入库径流序列输入常规调度模拟模型中，获得每一梯级水电站坝址处调水后的发电量序列；

55、损失与评估模块，用于对比每一梯级水电站调水前的发电量序列与调水后的发电量序列，计算预设的梯级水电站在预设的分析时段内发电量的损失值与损失率；从年际来水频率特征维度、年内季节性特征维度、空间拓扑沿程累积递减特征维度分别获得调水工程导致的发电量损失分布规律。

56、有益效果：与现有技术相比，本发明具有以下显著优势：

57、1、本发明通过采用长系列常规联合调度模拟法，结合梯级水库群复杂的水力联系与运行边界约束，从而更为精准地揭示了跨流域调水引发的径流长期衰减累积效应与发电效益的非线性响应机制；

58、2、本发明通过构建时空多维度的交叉解析框架，并利用天然来水频率与特征水期的拆解计算规则，最终实现对调水冲击下水电系统季节性保供矛盾与空间递减效应的定量化评估；

59、3、本发明为制定流域梯级水库群应对大规模水量强迫干扰的联合调度方案提供了科学依据，有助于水电系统在复杂水文环境下提升极端节点的风险防范能力与能源保供效益。