尹述红，李红刚，王昱倩

(华能澜沧江水电股份有限公司集控中心，云南 昆明 650214)

1 概述

云南省境内澜沧江流域梯级电站是我国重要的水电基地之一，其中设置有小湾、糯扎渡2个年调节以上的大水库，是澜沧江梯级电站的龙头水库，也是西电东送的主要电源点之一，梯级中其余已投产水电站水库调节性能均较差。小湾、糯扎渡水库的运行方式不仅对于澜沧江梯级电站，乃至对于整个云南电网、南方区域电网的运行都具有举足轻重的意义，小湾、糯扎水电站的主要特征参数见表1。2018年，为了探索更加高效、合理的梯级电站优化调度规则，调度人员结合澜沧江梯级电站运行实际情况提出了关键水位控制技术[1]，该技术将澜沧江梯级电站简化为小湾-糯扎渡模式，分别对小湾、糯扎渡水库年初、汛前、汛末、年末4个关键水位进行控制，尤其是对最为关键的汛前水位进行控制，以梯级发电量最大和汛枯比最小作为目标，得出丰、平、枯不同典型来水年小湾、糯扎渡水库关键水位控制目标，于年初制定未来1年的调度运行规则，该方法在澜沧江梯级电站调度运行实践工作中取得了良好的效果。

表1 小湾、糯扎渡主要特征参数

近年来，电力市场化交易规则趋于完善，流域梯级电站的运行方式发生了一系列变化[2-4]，研究者们也做出了很多有意义的探索，取得了大量的研究成果[5-7]。澜沧江流域梯级电站参与市场化交易的方式主要有两部分，一是上游五级水库调节性能较差的电站以打捆的方式参与广东电力市场化交易；二是中下游五级电站除漫湾外均以打捆的方式参与云南电力市场化交易，其中漫湾电站由于投产时间较早，根据云南省优先发用电计划，不参与市场化交易，电价为统一定价。

本文针对澜沧江中下游功果桥、小湾、漫湾、糯扎渡、景洪5级电站进行测算，将梯级电站简化为小湾-糯扎渡模式，考虑2021年实际分月电价的影响，以梯级电站发电效益最大为目标，采用NSGA-Ⅱ算法进行多目标求解，分别针对丰、平、枯不同典型年来水，率定电力市场化环境下澜沧江大水库小湾、糯扎渡水库的汛前水位控制规则，指出随着汛前水位控制目标的变化，对梯级电站发电量和发电效益的影响，并提出应对策略，为澜沧江梯级电站调度运行工作提供参考。

2 梯级电站优化调度模型

2.1 目标函数

针对丰、平、枯不同的来水条件，考虑澜沧江梯级电站分月电价，以及电站的实际运行条件和约束要求，使得调度期内发电效益最大，目标函数见式(1)。

(1)

式中，E—梯级电站在调度期内的最大发电效益；i—时段序号；m—总时段；t—电站序号；n—总电站个数；eit—第i个时段第t个电站的电价；Nit—第i个时段第t个电站的出力；qit—第i个时段第t个电站的发电流量；Zit—第i个时段第t个电站的发电水头；Δt—最小计算时段。

2.2 约束条件

澜沧江梯级电站联合调度计算过程中主要考虑以下约束条件：

(1)水量平衡约束

V(t，i+1)=V(t，i)+(Q(t，i+1)-Q(t，i))×Δt

(2)

式中，V(t，i+1)—第t个电站i+1时段的库容；V(t，i)—第t个电站i时段的库容；Q(t，i+1)—第t个电站时段的入库流量；Q(t，i)—第t个电站时段的出库流量；Δt—时段长。

(2)水库水位约束：

Zmin≤Z≤Zmax

(3)

式中，Z—水库水位；Zmin—当前时段允许运行的最低水位；Zmax—当前时段允许运行的最高水位。

(3)电站出力约束：

Cmin≤C≤Cmax

(4)

式中，C—水库水位；Cmin—当前时段允许运行的最低出力；Cmax—当前时段允许运行的最高出力。电站出力应注意避开机组振动区。

(4)最小出库流量

Fmin≤F

(5)

式中，F—当前出库；Fmin—当前时段要求的最小出库。

2.3 模型求解

梯级电站中长期调度规则的制定通常以月为时段，将水库水位或库容作为状态变量，通过对各状态变量的优化计算，得出相对精细化的调度规则，用于指导电站发电运行。本文所述大水库汛前水位控制规则是指在一个调度期内选择汛前水位作为主要状态变量，同时将年初、年末、汛末水位作为关键状态变量，除关键状态变量以外的其他状态点根据确定性的调度原则进行自动填充，形成完整的状态序列，对于年调节以上电站水库来说，结合目标函数进行优化求解。

本文所述电力市场环境下澜沧江梯级电站大水库关键水位控制的求解问题为多目标优化问题求解，多目标优化问题求解的本质是希望找到一组满足约束条件的决策向量，使目标函数在某一区域内极大或极小，即求得最优解。而对于多目标优化问题来说，由于多个目标通常具有不同的意义和量纲，有些目标之间甚至是竞争关系，因此，最优解几乎是不存在的，只存在Pareto最优解，即非劣最优解或非支配解。Pareto最优解的含义是存在一个解集，这些解之间就目标函数而言是无法比较优劣的，其特点是无法在改进任何目标函数的同时不削弱至少一个其他目标函数。通常多目标优化问题的Pareto最优解都具有多个，实际运行中，结合调度人员经验选取解决问题的最优解。本文结合实际工程需求和优化原理，采用NSGA-Ⅱ算法对澜沧江梯级水电站水库进行优化模拟调度。

传统的GA算法借鉴了进化生物学中的遗传、突变、自然选择以及杂交等现象，通过代与代之间的迭代，采用选择、交叉、变异运算进行寻优。NSGA算法与传统GA算法的主要区别在于执行选择算子之前采用非支配排序分层方法，将整个种群分类，更好的个体将以更大的机会遗传到下一代，使得准Pareto面上的个体分布均布，保持群体的多样性，防止早熟收敛。而NSGA-Ⅱ算法又在NSGA算法的基础上做出了一些改进，包括通过快速非支配排序算法降低计算复杂度，引入精英策略、扩大采用空间以及采用拥挤度和拥挤度比较算子，进一步优化。其中引入精英策略、扩大采用空间是指将父代种群与其产生的子代种群组合，共同竞争产生下一代种群，有利于保持父代种群中的优良个体进入下一代，保证优良的种群个体在进化过程中不会丢弃，提高优化结果精度。拥挤度是指给定个体周围的个体的密度，采用拥挤度比较算子不但克服了NSGA算法中需要人为制定共享参数的缺陷，而且将其作为种群中个体间的比较标准，使得准Pareto面上的个体能够均匀扩展，保证种群的多样性。

NSGA-Ⅱ算法的基本思想是：首先，随机产生一定规模的初始种群，对其进行非支配排序，然后通过选择、交叉、变异运算得到第一代子代种群。从第二代开始，将父代种群与子代种群合并，通过快速非支配排序，对每个非支配层中的个体进行拥挤度计算，根据非支配关系以及个体的拥挤度选取合适的个体组成新的父代种群。再通过GA算法的基本操作产生新的子代种群，直到满足结束条件为止。NSGA-Ⅱ算法流程如图1所示。

图1 NSGA-Ⅱ算法流程图

3 应用结果

分别针对(P=15%)、平水年(P=50%)和枯水年(P=85%)不同频率典型年来水，考虑澜沧江梯级电站参与云南电力市场化交易的实际分月电价，枯期平均上网电价约为0.25元，汛期平均上网电价约为0.14元，对小湾、糯扎渡水库汛前水位进行分解计算，部分计算结果分别见表2—4。

表2 丰水年小湾、糯扎渡汛前水位计算

4 结论及应对策略

4.1 结论

由第3部分计算结果可知，在电力市场化环境下，为确保澜沧江梯级电站发电效益最大，在丰、平、枯不同典型年来水条件下小湾、糯扎渡的汛前水位控制目标以及随着汛前水位的变化，梯级水电站发电效益和发电量的变化情况如下。

(1)丰水年：若澜沧江流域来水为丰水年，为确保梯级水电站发电效益最大，需将小湾、糯扎渡汛前分别消落至1166～1170m、765～770m，汛末分别蓄至正常蓄水位1240、812m附近。对应的梯级电站发电效益约为150亿元；对应的梯级电站发电量约为761亿kWh，发电量汛枯比约为83%。在小湾水库控制水位不变的情况下，随着糯扎渡汛前水位抬升，发电量有所增加而发效益下降。在糯扎渡水库控制水位不变的情况下，随着小湾汛前水位抬升，发电量有所增加而发效益下降；随着小湾汛前水位进一步抬升，出现弃水之后，梯级发电量开始下降，而发电效益进一步下降。

表3 平水年小湾、糯扎渡汛前水位计算

表4 枯水年小湾、糯扎渡汛前水位计算

(2)平水年：若澜沧江流域来水为平水年，为确保梯级电站发电效益最大，需将小湾、糯扎渡汛前分别消落至1166～1170m、765～770m，汛末分别蓄至1240、812m附近，对应的梯级电站发电效益约为132亿元；对应的梯级电站发电量约为656亿kWh。在小湾水库控制水位不变的情况下，随着糯扎渡汛前水位抬升，发电量有所增加而发效益下降。在糯扎渡水库控制水位不变的情况下，随着小湾汛前水位抬升，发电量有所增加而发效益下降。

(3)枯水年：若澜沧江流域来水为枯水年，为确保梯级电站发电效益最大，需将小湾汛前消落至1166～1170m，汛末蓄至1240m附近，但对于糯扎渡来说，若汛前水位消落过低，在满足下游综合用水需求的条件下，汛末则不能蓄至正常蓄水位附近，反而会造成发电效益下降。在澜沧江来水为枯水年的情况下，糯扎渡汛前水位消落至785～790m，则可保证梯级电站发电效益最大。对应的梯级电站发电效益约为113亿kWh时；对应的梯级电站发电量约为562亿kWh。在小湾水库控制水位不变的情况下，随着糯扎渡汛前水位抬升，发电量有所增加而发效益呈现出先增加后下降的趋势。在糯扎渡水库控制水位不变的情况下，随着小湾汛前水位抬升，发电量有所增加而发效益下降。

4.2 应对策略

根据4.1结果分析所述，为确保澜沧江梯级电站发电效益最大，除了来水较枯的年份以外，在一个调度期内，应该将小湾、糯扎渡水库的汛前水位尽可能消落至较低水平，汛末则蓄至正常蓄水位附近；在来水较枯的年份，应该将小湾汛前水位尽可能消落至较低水平，汛末蓄至正常蓄水位附近，而糯扎渡汛前则不必消落过低。实际运行中，由于小湾、糯扎渡具有良好的大库调节性能，在系统中承担着兜底保供作用，发电序位靠后，难以按照发电效益最大的原则运行，因此，结合调度人员经验提出以下应对策略：

一是建议在政策制定层面充分考虑小湾、糯扎渡大水库在系统中承担的蓄丰补枯的调节作用，在电价等方面做出补偿，或安排小湾、糯扎渡水电站不参与电力市场化交易，上网电价按照统一电价执行。二是全力保障省内用电，以及借助南网大平台动态统筹优化西电东送计划，汛前将小湾、糯扎渡水库水位消落至死水位附近，汛期有序蓄水。三是科学安排水、火、风、光多能源互补调度，合理控制大水库关键水位，争取梯级水电站多发枯期高价电。

综上所述，由于枯期电价较高，适当加大枯期电量，对于整个计算周期来说，虽然未能保证梯级电站发电量最大及汛枯比最小，但可以保证梯级电站发电效益最大，该结论与调度人员实际工作经验一致，本文所述的电力市场化环境下澜沧江大水库汛前水位控制规则是合理、可靠的，可应用于生产实践，该方法具有推广到其他类似流域梯级电站大水库调度运行中的价值。