的时间也在20 d左右，这为水库的回蓄创造了条
件。实际应用中预报有洪水时，当水位高于最佳消
落水位时加大机组出力将水位降到理论蓄水位来
计算发电量，用201 1年汛期来水过程计算设计发电
量为5．0l×10 kW ·h而优化后的发电量为5．21×
10。kW ·h，优化后汛期可增发电量0．2亿kw·h。根
据0．35：~／kW·h的上网电价计算，汛期直接效益700万
元。
2．3 电力调度方式
汛期以理论计算发电量最大为原则，结合防洪
和灌溉要求，充分考虑水情预报的精度和电网的实
际情况以及水库的回蓄能力，制定以下电力调度
规则：
(1)6月，遇丰水年最低优化水位不得低于汛
限水位以下3 m，其余年份不得低于2 m控制；
(2)7月，遇丰水年最低优化水位不得低于汛
限水位以下2 m，其余年份不得低于1 m控制；
(3)8月，遇丰水年最低优化水位不得低于汛
限水位以下1 m，其余年份不得低于0．5 m控制。
3 电力调度优化后对防洪的影响
’ 由于电力调度优化后降低了洪水的起调水位，
水库水位每下降1m，增加防洪库容约5 000万nl ，
提高了防洪标准，对上下游都极为有利。如2010年
水库遭遇到20年一遇的洪水标准，由于提前加大负
荷发电，预腾库容，增大防洪库容8 000万In。，此次
洪水过程削峰率61．12％，确保了下游的防洪安全，
1999年同量级的洪水对下游造成损失约2 000万元
左右，由此可见，发电优化调度后不仅增发了电量
还提高了防洪能力。
4 优化后的风险分析
降低汛限水位，重复利用兴利库容后的风险主
要有：① 提前加大负荷增加发电流量若与下游支
流洪水相遇，加重了下游负担；② 洪水预报不准
确，给水库的回蓄带来困难。
根据1958—2000年历史洪水分析，就年最大时
段洪量而言1、3、5、7、15日时段洪量以防洪断面与
恰海水库、防洪断面支流同时遭遇程度在
7．69％一12．82％之间，防洪断面与恰海水库的遭遇
程度在58．97％一71．79％，由此可见恰海水库洪水在
地区洪水组成中占有重要地位，只要控制了恰海水
库的洪水，防洪断面的防洪风险将会大幅降低。恰
海水库洪水到达下游支流汇合口防洪断面的平均
传播时间约为18 h，在调度过程中若遇到防洪断面
支流遭遇较大洪水，恰海水库可以利用这18 h的传
播时间完全有能力进行错峰调度，风险(1)通过错
峰可以得到释放。恰海水库人库洪水多为融雪型
洪水，消融型成因的洪水过程多为复峰型，且随气
温的日变化而变化，洪水过程呈一日一峰的锯齿
型，洪水过程的历时相对较长，洪量相对较大，年际
间相当平稳，因此，及时场次洪水预报有偏差使水
库水位降幅较大，也可以用次日洪水给于补充。
5 结语
研究表明，根据恰海水库来水的特性，通过合
理降低汛限水位，重复利用兴利库容，不仅达到了
优化电力调度增发电量的目的，还对防洪起到了积
极的作用。但鉴于水情的不确定性，在实际调度中
要灵活把握调度原则，降低水库运行风险，
