亿千瓦级时代中国水电调度问题及其进展

程春田，武新宇，申建建，李 刚，廖胜利，刘本希

（大连理工大学 水电与水信息研究所，辽宁 大连 116024）

1 迅猛发展的中国水电概述

任何科学理论方法的进步离不开当时的生产条件和技术环境，因此，非常有必要对我国水电的发展做简单的回顾，特别需要了解过去20多年中国水电发生了哪些重大变化。

1.1 中国水电发展的3个关键阶段中国水电发展大致经历了3个阶段，第1阶段：水电技术积累阶段（1949—1979年），主要是以中小水电站为主，仅有少数几个大型水电站，著名的有我国自行设计、自制设备、自主建设的第一座超百米混凝土重力坝大型水电站—新安江水电站，首座百万千瓦级的水电站—刘家峡水电站，在此期间中国水电装机从1949年16万kW发展到1979的1911万kW，年发电量547亿kW·h［12］。第2阶段：水电提速阶段（1980—1999年），多元化的市场投资和建设，学习、吸收国外先进的水电建设和管理经验推动了水电在全国普遍开花，三峡、白山、鲁布革、水口、岩滩、五强溪、隔河岩、漫湾、二滩等一批在全国水电开发过程中有影响性的水电工程在此期间开工建设及投产，中国水电建设步伐加快。到1999年，全国水电装机容量7297万kW，年发电量2219亿kW·h［12］，中国已经发展成为世界水电大国。第3阶段：水电迅猛发展阶段（2000—至今），以三峡工程和西电东送工程全面建设为标志，厂网分开形成的多元投资主体推动了世界水电史上前所未有的建设速度和高度，中国水电装机继2004年达到1亿kW，稳居世界第一，2010年、2016年又先后突破2亿kW和3亿kW［12］，短短12年时间，新增装机超过世界水电排名第2、第3的美国和巴西总和。图1是中国历年水电装机情况，图2是世界水电前20国家水电装机情况。从图1—图2可以看出，最近20多年，中国一直是世界水电发展的中心，引领着世界水电的发展，同时也给中国水电带来了重大变化。

图1 中国历年水电装机容量（1949—2017年）

图2 2017年世界水电前20国家装机容量

1.2 中国水电新的变化最近20多年中国水电史无前例的快速发展和全国互联电网系统的建成，给中国水电系统带来了重大变化。

1.2.1 水电系统规模变化 主要体现在如下7个方面：（1）水电系统总体规模，中国水电系统装机和发电量均排名世界第一，且远远超出世界其他水电大国［3］；（2）形成了水电装机规模超过1亿kW的区域电网，2017年南方电网水电装机达到了1.16亿kW［5］，超过了排名第2和第3的美国、巴西［4］；（3）有10个省水电装机规模超过了1000万kW，其中最大的四川、云南两省水电装机超过了7000万kW和6000万kW，水电占比79.4%和70.1%［5］；（4）中国集中建成了世界最大规模的干流梯级水电站群，7个干流梯级水电站群水电装机超过了1000万kW，规模最大的金沙江中下游梯级超过了3000万kW；（5）中国建成了大批大中型水电站，规模超过100万kW的水电站全国有66座，总装机容量1.63亿kW，占全国水电的47.7%［5］，世界十大水电站中，有4个在中国，分别是三峡、溪洛渡、向家坝和龙滩［13］；（6）600 MW及以上水轮机组占水电装机容量的30.9%［5］，其中700 MW及以上水轮机组中国占居了全球近60%，世界上最大的1000 MW水轮机组即将安装于在建的白鹤滩水电站；（7）世界77座200 m级以上的超高坝，我国占了20座，且绝大多数在西南地区。

1.2.2 水电消纳方式变化 中国水电主要集中在云南、四川、重庆、贵州、广西和西藏六省，可开发装机容量3.8亿kW，集中了全国70%以上的水电资源［14］，而中国用电则主要在中部和东部沿海，水电资源和负荷的逆向分布决定了中国水电远距离、大规模输送的消纳格局，这极大不同于以往就地消纳的水电运行方式。西南和华中水电主要通过中通道和南通道输送至长三角洲和珠三角洲，西电东送“南通道”和“中通道”20条特高压直流和8条特高压交流跨省跨区域水电输送能力1.05亿kW，占我国水电装机近三分之一，超过美国水电规模，是世界水电史上从未有过的规模，图3是西电东送“中通道”、“南通道”水电互联示意图。

图3 “西电东送”工程水电互联系统示意图（仅列举部分重要水电站）

1.2.3 水电运行条件变化 西南水电集中程度和远距离、大规模消纳格局使得电站、机组并网方式发生了很大变化，既有同一电站机组并入不同联络线，也有同一流域上下游、不同流域梯级电站或者机组并入同一联络线情况（图4），还有跨流域梯级水电站并同一断面（图5），导致了非常复杂的电力空间耦合，是跨流域跨省跨区域水电大规模消纳不同于以往中小规模水电就地消纳的显著特点。由于时段间、上下游梯级间存在紧密的水力联系，电力、水力时空高度耦合，与机组持续开机时间、启停顺序等约束一起，导致系统建模和优化求解非常困难。

图4 梯级机组、电站异构并网（乌江）

图5 跨流域水电站群异构并网（澜沧江-金沙江）

图6 中国水电互联系统概念图

1.2.4 水电协调关系的变化 水电互联使得水电系统调度运行需要在多电源间（水电、火电、气电、核电、风电、光伏电等）、多时间尺度（年度、月度、旬、日前、日内、实时）、多空间范围（梯级、流域、跨流域、跨省、跨区域、跨境）、多利益主体（上下游、左右岸）、多部门（水利、电力、环保、交通等）、多运行方式（计划、市场）进行协调，这些复杂关系随着水电互联系统涉及到空间范围扩大，使得水电系统调度运行异常复杂和困难。

根据前述分析，广西县域经济发展水平还比较落后，社会经济发展的资金来源主要以银行信贷为主。在以银行信贷为主的融资方式中，需要通过银行体系吸纳社会闲散资金，银行再通过贷款把所吸收的存款注入实体经济，从而促进经济发展，推动产业结构优化调整。因此本文采用广西县域经济历年存款与贷款余额之和占县域国民生产的比值作为金融总量指标，对县域金融的金融总量进行衡量，即：

图7 高水头巨型机组不规则限制区

2 亿千瓦级时代中国水电调度三大类问题

水电资源和用电负荷逆向分布，使得中国形成了世界上最大的互联水电系统。图6是中国水电互联系统概念图，简单示意了现在水电装机容量前三甲的四川、云南、湖北巨型水电站如何通过中通道、南通道送电至长三角、珠三角的过程，图6也清晰地展现了三类水电系统调度问题。第一类是电源侧的梯级（流域）水电站群调度，即干流梯级与支流水电站群构成的传统水电系统调度问题；第二类是送端的跨流域跨省水电系统调度问题，有两种情况，第一种是省调层级的跨流域水电系统，主要是指云南、四川、贵州、广西、湖北和福建等水电较多的省级电网，由多个流域梯级互联形成的跨流域水电系统，第二种是指由统一区域电网调度平台构成的跨流域跨省水电系统，由多个省级电网水电系统互联形成，目前国内仅南方电网形成了相对独立的统一区域电网水电系统调度平台；第三类则是多馈入特高压直流水电与受端电网多电源混合调度问题，主要是指华东电网直流水电如何落地问题。第一类问题是传统的水电调度问题，但在中国西南地区有新的调度变化；后两类则是全新的水电调度问题，是本文评述的重点。

2.1 梯级（流域）水电站群调度梯级（流域）水电站群调度一直是国内外传统的、经典调度问题［15-31］，这个问题随着美国、加拿大等西方国家在20世纪70、80年代水电进入高潮后得到了广泛研究［32-47］。在此期间，各种优化方法应用到水电系统调度运行中［20-23］，有很多经典的调度理论方法和成果呈现。如水（库）电站（群）调度规则［37-38］；经典的水电系统降维方法：动态规划逐次逼近算法（DPSA）［24］、增量动态规划（IDP）［24］、离散微分动态规划（DDDP）［25］、逐步优化算法（POA）［26-28］和聚合分解方法［29-30］等；各种随机动态方法［31-36］，主要有抽样随机动态规划（Sampling Stochastic Dynamic Programming，SSDP）［32-34］、机会约束动态规划（Chance-constrained Dynamic Programming，CCDP）［35］和随机对偶动态规划（Stochastic Dual Dynamic Programming，SDDP）［36］等等，这些方法已经构成了今天水电系统发电调度的基础。

中国西南梯级水电站群调度有很多明显的不同，突出体现在如下两个方面：（1）流域（梯级）级数多、大容量、高水头、大范围远距离送电，产生了新的调度问题。十四大水电基地、特别是西南流域梯级水电站群数目普遍在10座以上，很多在20多座以上，最多的干流加支流超过了70座，这势必给流域和梯级水电站群优化计算造成求解困难，产生了国内外广泛关注的“维数灾”问题。（2）西南水电不同于国内外其他国家和地区的特点是高坝大库集中，高水头、巨型机组高压瞬变流使得巨型机组存在多个机组不规则限制区（图7），这些水电站、机组规模大，要响应多个电网负荷需求，导致电站出力、水头日内变幅很大，易引起后续时段和下游水电站群出力、水头和流量发生关联和级联变化。由于电站、机组复杂并网，梯级水电站群间存在复杂的水力、电力时空紧耦合，无法靠经验判断避开机组限制区，成为制约西南水电安全经济运行的技术瓶颈，国内外没有任何相关技术可以提供参考和借鉴，是必须要突破的关键理论和技术问题，直接关系到电网和水电站安全稳定控制运行。

2.2 跨流域跨省水电调度西南及华中地区集中了我国80%以上的水电，水电既是这些地区的第一大或者第二大电源，也是西电东送的重要输出电源，因此，存在非常复杂的受、送端电网协调关系，呈现多种复杂的跨流域跨省水电调度问题。

2.2.1 省级电网跨流域水电调度问题 云南、四川电网水电装机容量超过全网的70%，承担着省内最主要的供电任务，两省电力供应均由季节性丰余枯缺，转变为全年富余，存在严重的弃水问题。弃水原因除了水电集中投产，负荷下行，供大于求，外送通道不足，省间壁垒严重，汛期来水集中，调蓄库容不足等客观原因外，还有现有的调度关系复杂，同一流域梯级水电站群，上下游电站归属不同调度机构调度管理，没有充分发挥现有通道的潜力，给跨流域梯级水电站群调度造成了困难。另一方面，西南地区还存在非常多的小水电，它们的装机容量占比也非常高，如2017年云南小水电占全网16%，大多是径流式电站，汛期大小水电相互挤占通道，是云南、四川产生较大弃水一个重要原因。因此，如何提高云南、四川电网水电消纳水平，减少弃水就是西南地区省级电网的核心任务，这极大不同于以往水电就地消纳、充分消纳的调度情况，是全新的调度问题。

2.2.2 跨流域跨省区域电网水电调度问题 南方电网是我国两大国家电网之一，形成了相对独立的统一大电网平台，域内所在的4个干流梯级水电站群及其他中小流域水电站群互联构成了世界上最大规模的区域电网水电系统，域内水电装机容量达到了1.16亿kW，已经形成“八条交流、十条直流”18条500 kV及以上西电东送大通道，送电规模超过5000万kW。如何通过大电网平台，充分利用流域间水文、梯级水电站群间调节性能、省级电网间负荷特性差异，提高全网水电消纳水平和减少弃水是其面临的主要任务和关键难题。

2.3 跨区域水电与受端电网多电源混合调度西南水电主要通过特高压交、直流跨区域输送至东部，主要有点对网和网对网多种输送方式。汛期西南跨区域水电“不调峰”和“反调峰”输送特性增加了东部受端电网调峰困难和低谷消纳压力，如何优化现有的水电输送方式，通过利用电网间负荷特性、电源间运行特性的差异来实现跨区域水电与受端电网的火电、核电、气电、常规水电、抽水蓄能等电力资源有效配置，是促进西南水电消纳水平的关键。

3 中国水电系统理论与应用重要进展

水电系统一直被公认是水资源领域最为复杂的应用系统之一，而大规模水电系统优化一直被认为是极富有挑战性的理论与实践问题。工程问题一直是理论研究的源动力，正如1980年代以美国为首的西方发达国家水电系统建设达到高峰产生了水电系统理论研究高潮，中国水电近20年史无前例的快速发展，给中国水电调度管理和运行带来翻天覆地的变化，这些变化产生的影响是深远的，需要全新的调度理论和方法来支撑亿千瓦级水电互联时代的调度运行［10］。

3.1 面向亿千瓦级时代的水电系统优化调度理论方法水电系统调度是一类非凸、具有多重不确定性、多层级、决策变量多、维数高和约束条件庞大的大规模非线性复杂决策问题，优化计算与时段数、水头、出力和电站数呈指数增长关系，一直是国内外没有很好解决的极富挑战性理论和实践问题［49-52］。我国西南地区水电系统大容量、大机组、高水头、远距离输送特征，进一步加剧了问题建模和求解难度［10-11］，愈加凸显了国际上广泛公认的水电系统调度维数灾问题。跨省跨区域水电配置以消纳和调峰为主要目标的优化祈求［53-54］，通道受阻的复杂并网约束，水电互联过程中的水力、电力时空耦合关系［55-59］，使得系统解耦愈加困难，国内外现有的优化调度方法无法满足我国干流梯级水电站群十几座、几十座、千万千瓦级规模优化调度需要，更无法支撑亿千瓦级省级/区域电网跨流域跨省跨区域数十座、几百座、几千万千瓦乃至亿千瓦规模优化调度要求，成为制约西南水电优化调度的瓶颈问题。

对于大规模水电系统优化，传统上是将优化问题通过线性和非线性近似采用线性和非线性优化方法近似求解［7-9］。有时为了便于优化近似，将实际工程问题进行简化，导致了优化运行结果不能应用于实际，这就是水资源领域广泛讨论的理论与实践应用存在差距的主要原因所在［60］。因此，在工程实践中，对实际工程问题不需要做过多简化的动态规划就得到了广泛应用，但动态规划由于维数灾问题，在实际工程中受到了求解规模的限制。动态规划在水电系统中的应用与参与计算的水电站数目，出力、水头的离散和径流不确定性密切相关［49］，因此，各种经典动态降维方法［25-28］提出来以实现时间、空间上阶段、状态、决策变量的降维，动态规划理论上存在求解规模限制，取决于问题的离散策略和工程实际应用的效率要求。无论降维采用什么形式，系统规模将是动态规划不可逾越的障碍。因此，需要新的优化求解策略以解决中国大水电系统调度工程实际问题［10-11］。基于此，提出了精简优化可行域以缩减优化求解范围［61-66］，典型的案例是利用长系列历史资料推求梯级水电站群调度规则，从而可以得到水电站在年初、汛前、汛后及年末关键时间节点水位控制范围，从而大大缩减水位离散范围，这对于超百米水头电站，可以提高系统的求解规模和效率；提出时间维广度优先迭代搜索的优化思路，每次以两个相邻时段发起局部寻优。搜索中根据时间尺度、水库调节性能、调度需求降低优化电站数目［55-57］，采用电站维迭代和状态逐密技术加速优化求解，并以正交抽样技术进一步降低搜索空间［67-69］；进一步，可以利用多核并行技术加速优化求解效率［70-72］；上述优化技术组合应用，能够大幅削减传统算法的内存占用与寻优空间，将系统时空计算复杂度从指数级降维到二次和线性级水平，切实保证超大规模水电系统调度问题的高效求解。

3.2 干流梯级水电站群发电优化调度的若干进展梯级水电站群发电优化调度一直是国内外研究最活跃的领域，但对于我国西南干流梯级水电站群，近期最有特色的研究进展主要体现在如下3个方面。

3.2.1 高水头巨型机组安全控制 截至2017年底，西南地区坝高百米以上发电站有18座，200 m以上有10座，最高的达317 m。超过300 MW的发电机组有192台，700 MW的有107台［5］，高压瞬变流使得水轮机运行存在多个不规则出力限制区，机组长期在此区间运行会产生严重的安全问题，因此，如何快速避开机组限制区就成为安全运行的关键［73］。西南干流梯级水电站群装机规模大，单机规模等同于其他地区的大、中型水电站，这些电站要同时响应受、送端多个电网负荷需求，电站出力、水头日内变幅很大，易引起后续时段和下游水电站群出力、水头和流量发生关联及级联变化，由于电站、机组存在复杂的并网问题，使得快速回避机组限制区成为制约西南水电安全运行的技术瓶颈，极大不同于中小规模常规机组安全运行控制［74］。程春田等［75］针对最早在天生桥一级、二级水电站群短期和实时调度控制中发现的这一问题，提出了高水头巨型机组不规则多限制区快速回避的短期厂站组合调度方法，其基本思路是，单一机组在特定情况下无法避开机组限制区，而有效的机组组合就可以避开。为此，提出以水电站为计算对象代替传统的机组组合优化，应用组合理论与动态规划预先确定考虑限制区的最优机组组合，大幅缩减优化中的计算量。在短期优化计算过程中，将耗水率估算策略融入限制区回避搜索方法，以快速识别最优组合和限制运行区间，实现优化中精确避开限制区。该方法还应用于中国的溪洛渡、糯扎渡、龙滩和小湾等巨型水电站。进一步，程春田等［76］还提出了高水头巨型机组不规则多限制区实时发电优化调度的分段线性逼近方法，以实现更加准确和快捷的机组安全控制。

3.2.2 梯级水电站群关键水库关键水位控制 中国西南地区梯级水电站群通过500 kV及800 kV以上特高压交、直流网络已经形成了跨省跨区域互联水电系统，这极大地改变了梯级水电站群运行方式。在互联大电网平台下，流域梯级水电站间、多个流域梯级水电站群间、梯级水电与其他电源可以充分利用水库调节性能差异、水文差异、电源差异实现电力互补，梯级水电站群可以更好地发挥清洁能源价值，该背景下如何控制调节性能好的梯级水电站群水位，就成为了水电系统调度的关键。为此，以年初、汛前、汛后、年末4个关键时间节点关键水位控制为优化目标，提出了采用平均发电量最大和弃水量最小为优化评价准则的新的梯级水电站群调度规则，该方法已经在澜沧江、乌江流域梯级水电站群实际应用中发挥了很好的作用，是将来我国电网和流域机构会普遍使用的调度规则，各个流域梯级水电站群将会根据各自的实际情况进行适当调整。

3.2.3 梯级水电站群对极端气候的响应 全球气候变化和极端气候频繁给水电占比较大的电网和梯级水电站群调度带来重大挑战，利用大电网互联平台提高对极端气候的响应就成为一个主要的应对途径。在这样背景下，以梯级水电站群破坏深度最小替代传统的保证出力为目标的控制方式将提高梯级水电站群应对极端气候的能力［77］；采用对冲规则均衡龙头水电站当年和未来的水位控制过程可以充分发挥水电站的效益和避免未来弃水及运行破坏［78］；其他途径还包括大电网平台下的梯级水电站群集中和分布式调度运行控制方式［65］。

3.3 区域/省级电网水电系统优化调度方法主要进展我国以省为实体、区域（国家）电网相协调的分层级调度机制，形成了基于联络线相协调的区域/省级电网水电系统，电站/机组的发电计划通常由总调（国家电网调度中心或者区域电网）和中调（省级电网）调度中心下达，这些计划考虑了电网、电站安全、经济、环保、市场和流域防洪、通航、生态、用水等综合性约束［56-58，75-76，79］。对于我国西南地区，如何减少弃水、提高水电消纳水平和缓解受、送端电网的调峰压力是其突出问题［53-54，64-65，80］。如何构建通道受限条件下的跨流域跨省跨区域水电系统调度模型、进而提出实用化的优化调度求解模型就成为新时期我国水电调度的新挑战，突出进展可以归纳为如下几个方面。

3.3.1 跨流域跨省跨区域调度新准则 跨流域跨省跨区域调度是全新的调度问题，水电在大大范围输送和配置过程中，由于通道不足、受送端电网灵活性电源不足、协调关系复杂等多方面原因，导致汛期弃水严重、受端低谷消纳困难等突出困难，需要建立全新的调度准则以协调消纳、调峰、弃水及多综合利用需求的矛盾。输电限制条件下跨流域消纳准则［53，65，80］、逐级并网输电限制下大小水电协调消纳优化准则［58，81］，多馈入直流水电与多电源协调的消纳与调峰优化准则［83-88］，响应多电网调峰需求的水电优化准则［86］被提出来用于处理多时空尺度、多应用需求下的协调优化。

3.3.2 汛枯电量转移的大小水电协调优化方法 汛期大小水电相互挤占通道，是云南、四川产生较大弃水一个重要原因。小水电量多面广，绝大多数是径流式电站，且大多位于电网末端，来水主要集中在汛期，不适合建过多过大的外送通道，汛期通道受阻将长期客观存在，局部弃水不可避免。减少断面受阻、提高大小水电协调能力是较少西南水电弃水的一个重要途径。逐级并网输电限制下大小水电长期协调消纳方法［58,82］、考虑小水电出力不确定性的大小水电短期联合调度方法［93-94］、提高小水电发电能力预测能力［94-95］的多种调度方法用于有效处理复杂并网约束，减少通道阻塞，充分发挥大水电调节能力，实现汛枯期电量转移，提高水电总消纳电量，减少汛期弃水。

3.3.3 多馈入特高压直流水电与受端多电源混联同品质电能互济多电网调峰方法 特高压直流水电与受端电网“源网”协调是新的调度运行方式，这种调度呈现的直流水电“不调峰”和“反调峰”特性增加了东部受端电网调峰困难和低谷消纳压力，在基本不改变现有调度方式的前提下，如何利用电网间负荷特性、电源间运行特性的差异来优化高峰负荷分配减少火电调峰空间就成为解决问题关键［82-83］。为此，提出反映多个电网间负荷特性差异和受电比例限制的负荷重构方法以消除量级效应，以电网余荷方差最小为目标，以高峰电量不变为约束条件，构建特高压直流水电、抽蓄、常规水电、火电、核电的抽蓄启发式搜索算法、水电混合降维算法、火电切负荷调峰算法等分解电源，通过网间电力分配二次规划方法协调优化特高压直流水电与受端常规水电、火电、抽蓄等电源出力，从而实现高峰负荷有效分配，达到了有效提高电网调峰率的目的，便于低谷电量的消纳［85-91］。

4 中国水电未来需要致力解决的重大关键问题展望

中国风、光、水电资源丰富，煤炭居支配地位的能源结构和构建低碳、清洁能源体系全球趋势决定了加快风电、光伏电、水电等清洁能源开发将是我国长期的可再生能源政策，三北风、光清洁能源与我国西南水电将构成数以十亿级规模的清洁能源系统，如此规模的清洁能源系统在世界上也是罕见的。未来随着我国三北风光清洁能源在国家能源结构体系中的比例进一步提升和西南水电进一步开发，三北风光清洁能源、西南水电消纳问题将愈加突出，我国电网灵活性资源不足问题将愈加凸显。在能源结构转型的大背景下，西南水电不仅需要从低碳、清洁、可靠、经济和高效多个维度，继续研究跨省、跨区域电源配置与消纳，打破因为评价体系不健全、不完善导致的清洁能源大规模省间壁垒问题，更需要从战略高度研究西南水电与三北风光资源间的互补特性、机理、大规模消纳优化建模及其协调优化方法，研究市场条件下的清洁能源消纳机制、理论和技术体系。

水电是大自然赋予中国的宝贵财富，在中国以煤电占支配地位的能源资源禀赋条件下，如何用好水电这一清洁、灵活性的电力资源是我国水利和电力工作者的责任。中国水电过去20多年史无前例的快速发展，给中国水电调度运行和管理方式带来了重大变化，产生了很多新的调度问题，这些新的调度问题直接挑战了国内外现有的调度理论方法，产生的影响是深远的，需要结合中国水电调度实际，提出具有普适性和应用性的调度理论方法。本文从众多中国近20多年以来水电调度问题中，总结和提炼了核心的关键问题及其研究进展。根据笔者对未来中国能源结构转型中的问题认知，提出了未来需要致力于能源结构转型中的中国水电问题研究，既事关西南水电消纳，更关乎三北风、光清洁能源消纳，是构建我国低碳、清洁能源体系重要的基础理论研究和核心技术。