摘要：乌江流域思南县城、沿河县城、彭水县城等防护对象堤防建设的实际防洪能力低于规划标准,而且由于受上游水库的下泄和下游水库水位顶托的双重影响,导致流域的整体防洪能力不足。为了使上述3县城的堤防建设达到防洪设计标准,对乌江流域防洪调度现状和存在的问题进行了分析研究,在此基础上,建立了梯级水库联合防洪调度模型和水库回水计算模型。以彭水县城为例,运用上述两种模型进行了模拟计算分析,根据分析结果,提出了防洪调度措施、不承担防洪任务水库应急调度以及应急转移等一些应对措施,可为乌江流域防洪调度提供技术支撑和决策参考。

摘要：流域超标准洪水一直是困扰世界的重要问题,给社会经济发展带来毁灭性影响。如何辨识变化环境下流域超标准洪水灾害的新特点及风险要素,是各国政府及水利工作者迫切需要去研究和解决的重大科学问题。以长江流域为例,从气候变化、流域下垫面改变、防洪体系建设、经济社会发展4个维度,动态审视了环境变化引起的流域超标准洪水风险及灾害的新特点。结果表明:全球气候变化增大了超标准洪水的发生几率,大洪水的周期性变化规律亦表明未来发生超标准洪水的可能性较大;水土保持减轻了流域超标准洪水的灾害威胁;洲滩民垸“洪水漫滩-家园重建-再漫滩”恶性循环的状况未根本改变,行蓄洪水与发展保护的矛盾增加了长江流域超标准洪水的调度运用风险;长江流域防洪体系的完善在增加了防御特大洪水能力的同时,由于蓄滞洪区分洪运用困难、河道泄流能力难以保证、外洪和内涝矛盾无法有效协调等原因,仍然不能完全应对流域超标准洪水;经济社会发展尤其是城市化集聚效应致使超标准洪水风险剧增、防洪风险格局改变,每个地区都变得越来越“淹不起”,人们对美好生活的向往加大了水库超蓄和河道强迫行洪的期望值,加剧了防洪调度决策的协调难度。研究成果对科学防御长江流域超标准洪水具有重要科学价值和战略意义。

摘要：金沙江下游-三峡等巨型梯级水电站具有多个受电区域,其发电调度需要兼顾水能利用率和受端需求,在与各受电区域负荷协调的基础上提高发电效益。为此,以梯级发电量最大、各受端电网剩余负荷平方和最小为优化目标,建立多受端梯级水电站厂网多目标协调优化调度模型。溪洛渡、向家坝、三峡梯级水电站的实例应用表明,该模型能够满足电厂与多个受电网协调的需要,同时获得水电站优化调度和合理的负荷网间分配方案,多受端协调的效果主要受到水库调节能力和负荷特性差异的影响。

摘要：水电站多年平均年发电量是运行管理部门制定生产计划的重要依据。水电站建成投运后其边界条件、基础数据、调度运行方式等计算参数与设计阶段相比已发生变化,有必要复核其多年平均年发电量。以某水电站为例,分析了不同计算参数变化对其多年平均年发电量的影响程度,具体包括不同调度运行方式、不同电站出力系数、年内来水差异等,相关成果可供水库运行管理参考。

摘要：湄公河流域水电开发环境已发生较大变化,有必要重新审视湄公河水电规划历程、开发现状及发展趋势。系统梳理了湄公河干流水力发电规划方案由来、湄公河干流水电工程主要开发任务、干支流水电开发情况,介绍了通知、事前磋商和达成协定(PNPCA)规程以及水电可持续发展倡议、战略环境评估等湄公河水电开发相关的重要文件。结合湄公河流域各国电力系统现状,分析了老挝、泰国、柬埔寨等国家水能开发需求。此外,从市场、规划、建设和运营4个方面分别论述了湄公河流域水电开发存在的问题,并就未来湄公河流域水电开发和运行提出了一些建议。研究成果可为开展湄公河流域水电站群运行管理相关研究提供参考。

摘要：为缓解水电站调峰运行中未能充分保障下游河道防汛安全的难题,以发电计划为指导,构建了以协调系数为处理方式的耦合河道防汛预警机制的水电站调峰运行模型,并提出了相应求解算法。将所建模型应用于某水电站典型日调峰运行中,获取了不同调度策略的河道预警次数、弃水流量变幅总和、出库流量变幅总和3项指标数值。结果表明:协调系数影响着模型计算结果,以指标重要性排序法获取的河道预警次数有所减少,水库闸门运行压力有所缓解,可为水库调度安全管理工作提供技术支撑。

摘要：本文梳理了长江流域近年突发水污染事件情景类型与风险物质类型,分析了三峡库区及坝下游突发水污染事件典型区域选取方法,提出了三峡水库突发水污染事件应急调度有关研究的建议。

摘要：旭龙水电站位于金沙江干流上游川滇河段,周边太阳能资源丰富,具备抽水蓄能站点资源。目前,旭龙水电站已开工建设,但周边新能源配套开发方案尚未明确。考虑水量平衡、年弃光率等约束条件,分别构建了旭龙水电站水光互补、光蓄互补、水光蓄互补容量配置数学模型,计算分析了不同开发模式的容量配比关系,并对不同开发模式的综合上网电价进行了分析。结果表明:枯水年情景下,年弃光率均不超过5%,水光蓄互补可配套6210 MW光伏开发,比水光互补、光蓄互补模式配套光伏规模分别增加了4045,3305 MW。配置光伏装机规模6210 MW,水光蓄互补模式平均弃光率为7.3%,通道利用小时数5468 h,在3种互补模式中水平居中、较为合理。此外,水光蓄互补模式一体化综合上网电价为0.3187元/(kW·h),比水电站本身电价降低了0.0074元/(kW·h),提升了水电站的市场竞争力。研究成果量化了水电站和抽水蓄能电站促进新能源开发的效益,可为旭龙水电站周边新能源资源开发规划提供参考。

摘要：为加强中国-巴基斯坦能源领域交流合作,助力中国企业投资参与巴基斯坦水光互补项目建设,有必要对巴基斯坦水光互补项目选址规划开展研究。分析了巴基斯坦的能源现状、水能及太阳能资源条件、电力系统现状、未来电力规划及电力需求等。结果表明:巴基斯坦水能资源和太阳能资源丰富、开发条件优越,且主要河流的梯级水电开发规划工作已有一定基础,具备开展大规模水光互补发电项目规划建设的条件。研究提出以已建水电站为“点”,河流水电规划为“线”,河流周边太阳能资源分布条件为“面”,三者相结合的水光互补项目选址规划思路,并提出两个水光互补推荐项目选址及未来重点推荐规划开发区域。

摘要：科学合理地分析抽水蓄能电站水库影响范围内的洪水安全至关重要。首先回顾了抽水蓄能电站洪水影响评价的发展历程,然后以石台、钟祥、清江这3座不同类型抽水蓄能电站为例,探讨抽水蓄能电站洪水影响评价的特点及技术方法,通过对比不同电站在洪水影响评价中的共性和差异,分析了评价方法的适用性和有效性,并根据不同抽水蓄能工程特点总结了洪水防范措施。结果表明:随着相关法律法规的完善和技术标准的统一,抽水蓄能电站洪水影响评价不仅关注项目本身的防洪安全,还更加注重综合性和系统性,强调对周边环境影响的全面评估。抽水蓄能电站洪水影响评价技术方法主要包括水库洪水调节计算、水库泥沙淤积分析计算、壅水分析计算等。抽水蓄能电站洪水影响评价共性体现在评价范围和内容上,主要包括水库调节计算、回水影响分析和下游河道影响评估等;差异则体现在各电站的工程特征、地理位置、水文特征等方面。抽水蓄能电站工程新建水库采取洪水防范措施需考虑防洪保护对象和下游生态用水需求等;利用已建水库的抽水蓄能电站洪水防范措施需充分考虑抽水蓄能电站运行对已建水库工程和库周可能新增的洪水影响。