及小湾和糯扎渡投产、不投产的不同组合共96个方
案对云南水电进行优化调度运行，对澜沧江中下游
及全网水电枯丰电量比、弃水电量与发电量比的基
本情况进行总结；② 同一年份各种方案下及同一方
案各个年份下澜沧江流域中下游和全网水电运行方
式对比分析。
3 小湾、糯扎渡水电站投产后云南电网水电
运行方式
3．1 问题描述
根据2012年～2015年期间，云南电网丰、平、
枯、特枯4种来水情况， 高、中、低3种负荷预测
值的不同组合方案， 对整个云南电网水电系统进行
优化调度，分析总结小湾和糯扎渡电站投产后对整
个云南电网水电运行方式的影响： 分析总结小湾和
糯扎渡电厂投产后对澜沧江流域及整个云南电网的
补偿调节能力分析： 分析总结小湾和糯扎渡电站投
产后平衡枯丰差异的能力。
3．2 优化模型
3．2．1 目标函数
给定调度期内入库流量过程和水库始末水位，
在考虑各种约束条件下，确定各个具有长期调节能
力的水电站水库的调度过程， 使得系统最大剩余平
均负荷最小。该模型主要应用于水火电补偿调度的
情况下， 目的在于加大水电在枯期发电量， 增大水
电枯期调峰能力， 从而减小水电站水库天然径流时
空分配不均的不利影响．使留给火电和其他电源的
剩余负荷在调度期内尽量均匀， 使系统对火电装机
需求尽量小。当不考虑各时段系统负荷差异时，该
模型转化为水电系统最小出力最大模型。
f M 1
F=min{1Ma ( 一Σ‰)} (1) I 1≤ ≤ m=l J
式中，F为最大剩余平均负荷最小目标函数，C 为t
时段平均负荷， 为时段标号，T：Y~J调度其时段数，p m
表示电站rn第the段的平均出力。
3．2．2 约束条件
水量平衡、末水位控制、发电流量约束、电站
出力约束、出库流量限制以及其他约束(避开振动
区等)
3．2．3 求解方法
以P0A算法为基本求解方法。POA算法将多阶
段决策问题分解成若干个子问题。子问题之间由系
统状态联系，每个子问题仅考虑某个时段的状态及
相邻两时段的目标函数值， 逐个时段进行寻优，直
到收敛。在子问题求解中有两方面主要影响因素：
(1)是否将子问题计算至收敛， 一种处理方
法是在每一个两时段子问题求解中都迭代至收敛．
这是POA算法的基本思想．如果问题规模不大．可
以收敛到子问题的最优解。则此种方式可以得到
全局最优解， 本文称其为时间维单步收敛方式：
另一种方法是在每一个子问题求解时， 每组电站
只进行一步寻优， 即在子问题变量都进行一轮局
部寻优之后就进入下一时段，此时结合了时间维迭
代思路。在全部变量范围内进行逐次逼近． 实际
上已经偏离了POA 的基本方法，本文称其为时间维
迭代模式
(2)在求解子问题时， 电站分组可以采用多种
方式，最常见的就是单个电站一组和全部电站一组．
本文分别称为电站维迭代和组合模式。其中前者计
算速度快，后者计算缓慢且受到系统规模的限制。
根据两个主要影响因素处理方法的不同． 本文
对于问题的求解测试了4种方式，即：① 电站维迭
代时间维迭代；② 电站维组合时间维迭代；③ 电站
维迭代时间维单步收敛；④ 电站维组合时间维单步
收敛。为保证结果收敛于一个局部最优解， 若采用
① 、③ 两种模式时，可在计算结束后继续采用② 、
④ ，然后再进行寻优计算至收敛。
3．3 发电特性计算及结果分析
采用水电系统最小出力最大模型． 对云南电网
进行了丰、平、枯水年的调度方式进行优化计算，
根据云南水文特点， 澜沧江汛期为每年6月～10月，
枯期为1月～5月和11月、12月。本文只列出2015
年基准方案(来水平偏枯75％保证率、负荷为中负
荷方案)， 见表1。未投产方案中小湾及糯扎渡处理
方法为只计算小湾及糯扎渡电站的装机， 而不考虑
其水库调节能力，全年按同一水位(正常蓄水位稍
偏低)考虑。
云南电网电源结构以水电为主．2012年～2015
年是云南电网水电快速发展时期，年发电量迅速增
长．正常情况下2015年水电发电量将超过2000亿
kW ·h。小湾及糯扎渡投产后按正常来水水平(来水
非极端特丰情况)．澜沧江流域全年无泄洪情
