三峡梯级水库群联合优化调度增发电量分析

郭 乐，徐 斌

(1.中国长江三峡集团公司，北京100038；2.中国长江电力股份有限公司，湖北宜昌443133；3.河海大学，江苏南京210098)

三峡梯级水库群联合优化调度增发电量分析

郭 乐1，2，徐 斌3

(1.中国长江三峡集团公司，北京100038；2.中国长江电力股份有限公司，湖北宜昌443133；3.河海大学，江苏南京210098)

以溪洛渡、向家坝、三峡与葛洲坝四库梯级为背景，将年来水分成丰水年组、平水年组和枯水年组，以分组期望发电量最大为目标，建立了梯级水库群联合优化调度模型，结合各库约束条件开展了模拟计算，得到不同典型年下梯级水库联合优化调度较单库优化调度增发电量值及水库优化运行方式。结果表明：开展四库联合优化调度均能不同程度的增发电量，且存在来水越大增发电量越大的趋势，龙头水库溪洛渡通过降低自身效益，增加放水量，可使下游三库有不同程度的增发，从而使梯级总发电效益增加。

三峡梯级水库群；联合优化调度；增发电量

近年金沙江下游溪洛渡、向家坝水电站相继投产发电，与长江干流三峡、葛洲坝电站组成梯级水库群。溪洛渡、向家坝梯级水库与三峡水库联系密切，有一定的互补作用，具有较好的联合调度条件[1]。科学开展三峡梯级水库群的联合优化调度，优化梯级水库水资源利用方式，对提高水资源利用效率增发电量，发挥梯级水库群的综合效益最大化具有重要意义。

本文以梯级四库总发电量最大作为目标，将防洪、下游供水、生态等目标作为约束条件，建立多目标优化调度模型，分析梯级电站发电量变化。

1 计算条件

(1)来水分组。以三峡来水为基准，将1940年～2013年共74年长系列实测资料按年径流量分为丰水年组、平水年组和枯水年组3种不同来水情况，其对应的在实测资料系列中的频率分别为[0，33.3%]、[33.3%，66.7%]、[66.7%，100%]。

(2)水位约束。依据相关规程及上级调度部门批复的调度方案，确定不同时期各水库的水位运行范围约束。

(3)最小下泄流量约束。三峡1月～8月最小下泄流量按照6 000m3/s考虑，蓄水期9月～10月最小下泄流量分别按照10 000m3/s和8 000m3/s考虑，11月～12月最小下泄流量按照5 700m3/s考虑；向家坝最小下泄量全年都取1 600 m3/s。

(4)水位变幅约束。溪洛渡、向家坝水库水位日变幅分别按不超过2m/d和1m/d控制，三峡水利枢纽下游河道水位最大日变幅按不超过3m/d控制，集中消落期水位变幅按不超过0.6m/d控制，葛洲坝水库水位最大日变幅按不大于3.0m/d控制。

2 计算方法

2.1 目标函数

梯级电站发电量期望值最大

(1)

式中，T为调度期末时序或时段数；βit为第i电站第t时段的电价；Nit为第i水电站第t时段的发电出力，与第i水电站第t时段的发电流量qit和第i水电站第t时段的净水头Hit有关；Δt为第t时段的小时数；n为梯级电站个数，本项目为4。

2.2 约束条件

(1)各库的水量平衡约束

Vi,t=Vi,t-1+(Qi,t-qi,t-Ji,t-Si,t)Δt

(2)

式中，Vi,t,Vi,t-1为第i库第t时段末、初水库蓄水量；Qi,t为第i库第t时段入库流量；qi,t为第i库第t时段之发电流量；Ji,t为第i库第t时段之弃水流量；Si,t为第i库第t时段之损失流量。

(2)各库的上、下限水位约束

(3)

(3)流量约束

(4)

(4)最小负荷约束。考虑电力系统对电站最小负荷要求为

(5)

(5)水轮机的预想出力约束

Ni,tmin{NHi,t,NYi}

(6)

式中，NYi为第i电站装机容量，只有当水电站发电水头大于水轮机设计水头时，水轮机才能发出额定出力NY；NHi,t为第t时段预想出力，是一个与发电水头有关的数值，可由水轮机综合运转特性曲线得到。

(6)调度期末水位控制

(7)

(7)水位变幅约束

(8)

式中，Zi,t为第i库第t时刻水位；Zi,t+1为第i库第t+1时刻水位；ΔZi为第i库水位允许的变幅。在时段长为日及以下时，航运要求的水位变化速率必须受到限制，如果计算时段较长一般不考虑该约束项。

(8)流量变幅约束。为下游防洪和航运安全设置的约束条件，如果是长期优化调度，计算时段较长则不用考虑该约束项

(9)

式中，qi,t为第i库第t时刻下泄流量(含发电流量和弃水流量)；qi,t+1为第i库第t+1时刻下泄流量；Δqi为第i库下泄流量允许的变幅。

2.3 求解方法

本文单库优化调度采用随机增量动态规划法[2-5]求解，库群联合优化调度采用轮库迭代法[6-9]求解。随机增量动态规划法是以发电量期望值最大为目标，每一次状态转移和决策都要考虑不同来水条件，阶段效益取值为不同来水条件阶段发电量的平均值，它将水库调度期划分成若干个阶段，以水库的蓄水量作为状态变量，以下泄流量作为决策变量，以水量平衡方程为状态转移方程，以不同来水条件阶段发电量的平均值为阶段效益，逐阶段递推择优，最终求得全局最优解。在求解过程中，对于最小出力、最小流量等约束条件不满足时，采用罚函数法处理。轮库迭代法求解时固定其余水库调度过程线，逐一优化单个水库调度过程线，最终得到梯级各个水库的最优调度线。

3 结果分析

采用变时段长进行优化计算，建立单库优化调度模型与梯级水库群联合运行多目标优化调度模型，输入各库长系列区间径流(溪洛渡为入库径流资料)资料进行计算，并对单库优化调度结果与库群优化调度结果进行比较，具体结果见表1。

表1 各典型年梯级四库优化调度与单库优化调度发电量对比

由表1可以得出以下结论：

(1)梯级四库联合优化调度丰水年组、平水年组、枯水年组增发电量分别为2.07亿～13.22亿、0.25亿～9.09亿、0.10亿～4.49亿kW·h，库群优化调度与单库优化调度相较多年平均增发电量分别为6.96亿、4.66亿、2.20亿kW·h，增发率分别为0.34%、0.24%、0.12%，随着来水的减少，增发电量也随之减少；龙头水库的溪洛渡通过降低自身效益，增加放水量使下游三库有不同程度的增发，从而使梯级总发电效益增加。

(2)不同来水年组梯级四库系统总发电量以及各库自身的发电量的计算结果表明，随着来水的减少，多年平均发电量也随之减少。但是由于来水划分是根据年总径流量进行排频的，不能反映年内来水的均匀程度，导致并非丰水年组的所有年份发电量均优于平水年，甚至枯水年。

以1965年(丰水年)、1988年(平水年)以及2011年(枯水年)为代表作库群优化调度与单库优化调度对比分析。考虑向家坝调节能力较小，其对梯级水库群联合调度影响不大，而葛洲坝是日调节能力的水库，故在长期优化调度中，仅重点分析调节能力较好的溪洛渡水库和三峡各库的年调度方案。各库水位过程线如图1～3所示。

图1 1965年(丰水年)溪洛渡、三峡库群与单库优化调度水位过程

从图1～3可以看出：

(1)消落期。溪洛渡库群优化调度模式较单库优化调度模式，集中消落时间提前，两种优化调度模式下水位过程线形态相似；三峡库群优化调度模式较单库优化调度模式，消落时间变化很小，但由于溪洛渡的放水加大，三峡库群优化调度模式下水位过程线比单库水位过程线稍高。

(2)蓄水期。溪洛渡库群优化调度模式较单库优化调度模式，丰水年、平水年前期加大放水，协助三峡尽快蓄水，后期利用来水将水位回蓄至正常高水位，整体水位过程相似，枯水年由于来水较少，不采用前期加大放水的策略，而是与三峡同步蓄水，体现为库群与单库该段水位过程线几乎重合；三峡无论是单库优化调度抑或库群优化调度，都是主要考虑自身的效益，因此，蓄水过程线无明显差异。

图2 1988年(平水年)溪洛渡、三峡库群与单库优化调度水位过程

图3 2011年(枯水年)溪洛渡、三峡库群与单库优化调度水位过程

(3)汛期。由于汛期来水较多，为了减少后期梯级的无效弃水，溪洛渡在确保汛后期可以回蓄到汛限水位560 m的情况下，加大放水，整个汛期使水位维持在540～560 m区间内运行，由于三峡发电流量的增加，从而使得梯级的发电效益增大，不同年份来水情况各异，因此水位过程线的形态也不尽相同。三峡汛期水位基本维持在汛期水位上限值146.5 m运行，水位过程线在两种优化调度模式下无显著差异。

4 展 望

上述联合优化调度是在给定约束条件下计算出来的增发电量，汛期各库基本按照汛限水位出入库平衡控制。因为汛期的来水过程、水库上下游防洪形势、防洪调度策略等具有较大的不确定性，后期可根据历史实际洪水资料并按照拟定的汛期统一调度规则计算典型年的汛期联合优化调度增发电量，从而为计算三峡梯级水库群联合优化调度增发电量提供重要参考。

[1]杨春花，许继军. 金沙江下游梯级与三峡梯级水库联合发电调度[J]. 水电能源科学，2011，29(5)：142-144.

[2]覃谷昌. 增量动态规划在小浪底水利枢纽优化调度中的应用[J]. 黄河水利职业技术学院学报，2004，16(1)：4-7.

[3]王金文，袁晓辉，张勇传. 随机动态规划在三峡梯级长期发电优化调度中的应用[J]. 电力自动化设备，2002，22(8)：54-56.

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[7]钟平安，张金花，徐斌，等. 梯级库群水流滞后性影响的日优化调度模型研究[J]. 水力发电学报，2012，31(4)：34-38.

[8]张阳，钟平安，徐斌，等. 基于廊道约束的水库调度图优化遗传算法[J]. 水利水电科技进展，2014，34(6)：13-17.

[9]李克正，武见，谢维，等. 基于优化调度规律挖掘的水库调度运用方案研究[J]. 水力发电，2015，41(12)：96-100.

(责任编辑 焦雪梅)

Analysis on Power Generation Increasing by Joint Optimal Operation of Three Gorges Cascade Reservoirs

GUO Le1,2, XU Bin3

(1. China Three Gorges Corporation, Beijing 100038, China;2. China Yangtze Power Co., Ltd., Yichang 443133, Hubei, China; 3. Hohai University, Nanjing 210098, Jinagsu, China)

Taking the cascade reservoirs of Xiluodu, Xiangjiaba, Three Gorges and Gezhouba as study object, the yearly runoffs are firstly divided into three groups of high hydrological year, normal hydrological year and low hydrological year, and then a joint optimal operation model for four cascaded reservoirs is established by taking the maximum power generation of each group as target. The model is calculated after considering the constraint conditions of each reservoir, and then the power generation increasing of cascade reservoirs in different hydrological year between joint optimal operation and separated operation and the joint optimal operation mode are get. The results show that the joint optimal operation of four reservoirs can increase the power generation of each reservoir in a different level, and greater runoff inflow will lead to more power generation increasing. The discharge increase of the first cascade reservoir of Xiluodu, which will reduce itself power generation, will increase the power generation of downstream three reservoirs, so the overall power generation of four cascade reservoirs will be increased.

Three Gorges cascade reservoirs; joint optimal operation; power generation increasing

2016-03-30

国家重点基础研究发展计划(973计划)资助项目(2013CB036406)；国家“十二五”水专项(2014ZX07104-005)

郭乐(1984—)，男，湖北广水人，工程师，硕士，主要从事水文预报和水库调度工作.

TV697.1

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0559-9342(2016)12-0090-04