本发明涉及电力系统调度优化领域，尤其是一种送电计划与抽水储能发电计划优化方法及系统。
背景技术：
：由于能源和负荷分布不均，远距离、大容量、超高压输电已成为我国电网的发展趋势，如南方电网、华中电网和华东电网等区域电网都已形成了大型交直流互联电网(即交直流异步联网)格局。合理的跨区域电网调度电计划，对发挥各区域电力资源和负荷的互补作用具有重大意义。以南方电网为例，广东电网负荷曲线在夏季呈现典型的三峰三谷特性，在冬季呈现典型的两峰两谷特性。随着经济的不断发展和产业结构的深化调整，广东省内社会用电负荷不断增加，第二产业用电比例不断降低，第三产业用电比例逐步上升，上述因素导致广东电网负荷的峰谷差不断增大，负荷升降幅度及速度在峰谷转换期间较大，特别是中午11:15-12:15的调峰阶段，负荷变化速率在12点左右达到最大。另外，由于广东省内装机中大部分为煤电机组(占比达到55％)，缺乏优质的调频机组；并且在进入10月后，广东总体负荷下降，西电比重维持较高水平，大量机组停备；进入检修高峰期后，检修断面大量增加，造成部分机组受限严重，进一步降低机组总体调节速率。这些因素导致广东省内机组快速调节出力能力的不足，广东电网的调峰与频率调控将面临更大挑战。与此同时，为响应国家清洁能源政策，南方电网已建成“八交九直”共17条西电东送大通道，西电在广东负荷中的占比大幅提高。由于西电的调节特性不同于传统发电机组，广东的电源特性也随西电占比的增大而有所改变，为广东电网的调峰带来新的问题。此外，抽水蓄能电厂作为电网中一种优质的调峰调频电厂，在南方电网中的装机容量不断上升。目前，南方电网内已投产的抽水蓄能机组有惠蓄(8×300MW)、清蓄(4×320MW)及广蓄(广蓄A：4×150MW，广蓄B：4×300MW)，前两者为总调直调机组，后者为广东中调直调机组。充分利用蓄能机组的快速调节能力，让其与电网中其他类型的机组联合运行，将大大缓解电网的调峰压力。在实际运行中，如果西电、抽水蓄能电厂的发电计划无法很好地匹配广东电网的负荷特性，将无法充分利用抽水蓄能机组的快速调节能力，容易造成广东省内机组的频繁调节与无序调节，出现反调峰现象，甚至会对南方电网主网的频率安全造成威胁。故如何根据广东负荷特性，在日前计划、日内滚动计划中协调西电、抽水蓄能电厂、广东省内发电机组计划是一个亟待解决的问题。综上所述，在跨区域电网调度中，亟需一种能根据受电端(如广东电网)的负荷特性对送电端(如西电)和抽水蓄能电厂的发电计划进行优化的方案，以让送电端和蓄能电厂更大程度上参与电网调峰，降低受电端机组的调整程度，避免受电端机组反调峰，保证电网在负荷迅速变化时期的频率安全和机组运行经济性。技术实现要素：为解决上述问题，本发明的目的在于：提供一种能提高机组运行经济性和保证电网的频率安全的送电计划与抽水储能发电计划优化方法及系统。本发明所采取的第一技术方案是：一种送电计划与抽水储能发电计划优化方法，包括以下步骤：以使受电端机组的调整程度最小为优化目标，建立考虑受电端调峰需求的送电端发电计划和抽水蓄能电厂发电计划的混合优化模型；确定建立的混合优化模型的约束条件，所述建立的混合优化模型的约束条件包括抽水蓄能电厂约束、送电端发电计划约束、受电端机组约束和受电端电力平衡约束；根据确定的约束条件对建立的混合优化模型进行求解，得到最优的送电端发电计划与抽水储能发电计划优化方案。进一步，所述送电端发电计划和抽水蓄能电厂发电计划的混合优化模型的目标函数表达式为：其中，min为求最小值函数，T为日内的时间段集合，和为受电端机组分别在日内第i个和第i-1个时间段的发电计划，为日内受电端机组出力的平均值。进一步，所述抽水蓄能电厂约束包括抽水蓄能电厂状态约束、抽水蓄能电厂发电工况出力约束、抽水蓄能电厂总出力约束和抽水蓄能电厂水量约束，其中，抽水蓄能电厂状态约束是指抽水蓄能电厂在一天中的发电工况状态向量、停机工况状态向量和泵工况状态向量之和为1向量，抽水蓄能电厂发电工况出力约束是指抽水蓄能电厂发电工况出力在最小发电工况出力与最大发电工况出力之间，抽水蓄能电厂总出力约束是指抽水蓄能电厂在日内的发电计划与抽水蓄能电厂在发电工况、停机工况和泵工况下的出力之和间的关系式，抽水蓄能电厂水量约束是指抽水蓄能电厂在日内抽水工况下的抽水量与发电工况下的放水量间的关系式。进一步，所述送电端发电计划约束包括送电端电力约束、送电端调节速率约束和送电端电量约束，其中，送电端电力约束是指送电端出力在送电端出力的上限和下限之间，送电端调节速率约束是指送电端调节速率在送电端出力调节速率的上限和下限之间，送电端电量约束是指送电端日内送电量与送电端出力间的关系式。进一步，所述受电端机组约束包括受电端电力约束和受电端调节速率约束，所述受电端电力约束是指受电端机组的出力在受电端机组出力的上限和下限之间，所述受电端调节速率约束是指受电端发电机组出力调节速率在受电端出力调节速率的上限和下限之间。进一步，所述受电端电力平衡约束是指受电端负荷等于受电端机组出力、送电端出力及抽水蓄能机组出力之和。进一步，所述根据确定的约束条件对建立的混合优化模型进行求解，得到最优的送电端发电计划与抽水储能发电计划优化方案这一步骤，具体包括：对建立的混合优化模型的目标函数进行线性化，得到线性化后的目标函数；调用YALMIP工具的线性规划求解算法对线性化后的目标函数进行求解，得到最优的送电端发电计划与抽水储能发电计划优化方案。本发明所采取的第二技术方案是：一种送电计划与抽水储能发电计划优化系统，包括：建模模块，用于以使受电端机组的调整程度最小为优化目标，建立考虑受电端调峰需求的送电端发电计划和抽水蓄能电厂发电计划的混合优化模型；约束条件确定模块，用于确定建立的混合优化模型的约束条件，所述建立的混合优化模型的约束条件包括抽水蓄能电厂约束、送电端发电计划约束、受电端机组约束和受电端电力平衡约束；求解模块，用于根据确定的约束条件对建立的混合优化模型进行求解，得到最优的送电端发电计划与抽水储能发电计划优化方案。进一步，所述送电端发电计划和抽水蓄能电厂发电计划的混合优化模型的目标函数表达式为：其中，min为求最小值函数，T为日内的时间段集合，和为受电端机组分别在日内第i个和第i-1个时间段的发电计划，为日内受电端机组出力的平均值。本发明所采取的第三技术方案是：一种送电计划与抽水储能发电计划优化系统，包括：存储器，用于存放程序；处理器，用于加载所述程序以执行如第一技术方案所述的一种送电计划与抽水储能发电计划优化方法。本发明的有益效果是：本发明一种送电计划与抽水储能发电计划优化方法及系统，以使受电端机组的调整程度最小为优化目标，建立了考虑受电端调峰需求的送电端发电计划和抽水蓄能电厂发电计划的混合优化模型，通过建立的混合优化模型对送电端发电计划和抽水蓄能电厂发电计划的优化，让送电端和抽水蓄能电厂更大程度上参与受电端调峰，降低受电端机组的调整程度至最小值，避免受电端机组因频繁调节与无序调节而出现反调峰的现象，提高了机组运行经济性，保证了电网在负荷迅速变化时期的频率安全。附图说明图1为本发明一种送电计划与抽水储能发电计划优化方法的步骤流程图；图2为考虑广东调峰需求的西电东送计划与抽水蓄能电厂发电计划优化方法的具体实施流程图；图3为应用本发明的方法优化出的广东省内计划发电计划与广东省内原始发电计划以及广东电网负荷曲线的对比图；图4为应用本发明的方法优化出的西电东送发电计划与西电东送原始发电计划以及广东电网负荷曲线的对比图；图5为应用本发明的方法优化出的惠蓄抽水蓄能电厂发电计划与原始发电计划的对比图；图6为应用本发明的方法优化出的清蓄抽水蓄能电厂发电计划与原始发电计划的对比图。具体实施方式下面结合说明书附图和具体实施例对本发明作进一步解释和说明。对于本发明实施例中的步骤编号，其仅为了便于阐述说明而设置，对步骤之间的顺序不做任何限定，实施例中的各步骤的执行顺序均可根据本领域技术人员的理解来进行适应性调整。参照图1，一种送电计划与抽水储能发电计划优化方法，包括以下步骤：以使受电端机组的调整程度最小为优化目标，建立考虑受电端调峰需求的送电端发电计划和抽水蓄能电厂发电计划的混合优化模型；确定建立的混合优化模型的约束条件，所述建立的混合优化模型的约束条件包括抽水蓄能电厂约束、送电端发电计划约束、受电端机组约束和受电端电力平衡约束；根据确定的约束条件对建立的混合优化模型进行求解，得到最优的送电端发电计划与抽水储能发电计划优化方案。其中，本发明考虑抽水蓄能机组及受电端机组的运行特性、电网系统实际运行中送电端送电计划的要求，给出了相关约束条件，以此保证优化后的计划方案与电网的实际运行相符。由于抽水蓄能电厂的运行特性不同于传统水电，抽水蓄能电厂约束条件中既包含连续变量又包含0-1整数变量，故本发明建立的优化模型属于混合整数优化模型。本发明针对现阶段送电端、抽水蓄能电厂与受电端发电机组的协调配合中存在的问题，提出一种以受电端发电机组调节程度最小为目标函数，送电端与抽水蓄能电厂联合参与受电端调峰的混合整数规划模型，以此解决送电端、抽水蓄能电厂与受电端发电机组的协调性问题，减少受电端机组的频繁调节和无序调节，提升机组运行经济性，保证电网频率安全。本发明能够在一定程度上对送电端和抽水蓄能电厂的发电计划进行优化，让送电端和抽水蓄能电厂更大程度地参与了电网调峰，降低受电端机组的调整程度，避免受电端机组反调峰，保证电网在负荷迅速变化时期的频率安全和机组运行经济性。在应用本发明的方案到实际日前计划编制时，以受电端负荷日前预测值作为模型的初始数据，得到送电端、受电端发电机组及蓄能电厂的日前优化发电计划；而在日内进行滚动计划修改时，以受电端负荷超短期预测数据动态更新受电端负荷曲线，进而利用该模型滚动优化送电端、受电端发电机组及抽水蓄能电厂日内发电计划。进一步作为优选的实施方式，所述送电端发电计划和抽水蓄能电厂发电计划的混合优化模型的目标函数表达式为：其中，min为求最小值函数，T为日内的时间段集合，和为受电端机组分别在日内第i个和第i-1个时间段的发电计划，为日内受电端机组出力的平均值。其中，日内为一天24小时内，在电网系统调控时一般把日内分为96个时间段，也就是说T一般取96。进一步作为优选的实施方式，所述抽水蓄能电厂约束包括抽水蓄能电厂状态约束、抽水蓄能电厂发电工况出力约束、抽水蓄能电厂总出力约束和抽水蓄能电厂水量约束，其中，抽水蓄能电厂状态约束是指抽水蓄能电厂在一天中的发电工况状态向量、停机工况状态向量和泵工况状态向量之和为1向量，抽水蓄能电厂发电工况出力约束是指抽水蓄能电厂发电工况出力在最小发电工况出力与最大发电工况出力之间，抽水蓄能电厂总出力约束是指抽水蓄能电厂在日内的发电计划与抽水蓄能电厂在发电工况、停机工况和泵工况下的出力之和间的关系式，抽水蓄能电厂水量约束是指抽水蓄能电厂在日内抽水工况下的抽水量与发电工况下的放水量间的关系式。进一步作为优选的实施方式，所述送电端发电计划约束包括送电端电力约束、送电端调节速率约束和送电端电量约束，其中，送电端电力约束是指送电端出力在送电端出力的上限和下限之间，送电端调节速率约束是指送电端调节速率在送电端出力调节速率的上限和下限之间，送电端电量约束是指送电端日内送电量与送电端出力间的关系式。进一步作为优选的实施方式，所述受电端机组约束包括受电端电力约束和受电端调节速率约束，所述受电端电力约束是指受电端机组的出力在受电端机组出力的上限和下限之间，所述受电端调节速率约束是指受电端发电机组出力调节速率在受电端出力调节速率的上限和下限之间。进一步作为优选的实施方式，所述受电端电力平衡约束是指受电端负荷等于受电端机组出力、送电端出力及抽水蓄能机组出力之和。进一步作为优选的实施方式，所述根据确定的约束条件对建立的混合优化模型进行求解，得到最优的送电端发电计划与抽水储能发电计划优化方案这一步骤，具体包括：对建立的混合优化模型的目标函数进行线性化，得到线性化后的目标函数；调用YALMIP工具的线性规划求解算法对线性化后的目标函数进行求解，得到最优的送电端发电计划与抽水储能发电计划优化方案。其中，建立的混合优化模型是非线性模型且目标函数含有绝对值符号，而线性规划模型则有成熟的求解算法，故需要对优化模型的目标函数进行线性转换，去除绝对值符号，进而采用相关的线性规划求解算法对线性转换后的优化模型进行求解，得到优化后的送电端送电计划、抽水蓄能电厂计划及相应的受电端机组发电计划。优选地，可采用YALMIP工具箱对线性转换后的优化模型进行求解。YALMIP工具箱不仅自己包含基本的线性规划求解算法，还提供对CPLEX、GLPK、LPSOLVE等求解工具包更高层次的包装。YALMIP工具箱真正实现了建模和算法二者的分离，能提供一种统一的、简单的建模语言。针对所有的规划问题，都可以用YALMIP工具箱中的统一方式进行建模，而具体求解算法可以通过相关参数指定或自动选择。与图1的方法相对应，本发明一种送电计划与抽水储能发电计划优化系统，包括：建模模块，用于以使受电端机组的调整程度最小为优化目标，建立考虑受电端调峰需求的送电端发电计划和抽水蓄能电厂发电计划的混合优化模型；约束条件确定模块，用于确定建立的混合优化模型的约束条件，所述建立的混合优化模型的约束条件包括抽水蓄能电厂约束、送电端发电计划约束、受电端机组约束和受电端电力平衡约束；求解模块，用于根据确定的约束条件对建立的混合优化模型进行求解，得到最优的送电端发电计划与抽水储能发电计划优化方案。进一步作为优选的实施方式，所述送电端发电计划和抽水蓄能电厂发电计划的混合优化模型的目标函数表达式为：其中，min为求最小值函数，T为日内的时间段集合，和为受电端机组分别在日内第i个和第i-1个时间段的发电计划，为日内受电端机组出力的平均值。如图1的方法相对应，本发明一种送电计划与抽水储能发电计划优化系统，包括：存储器，用于存放程序；处理器，用于加载所述程序以执行如本发明所述的一种送电计划与抽水储能发电计划优化方法。如图2所示，以送电端为南方电网的西电东送中的西电，受电端为广东省电网，抽水蓄能电厂为惠蓄抽水蓄能电厂和清蓄抽水蓄能电厂为例，应用本发明的优化方法，本实施例提出了一种考虑广东调峰需求的西电东送计划与抽水蓄能电厂发电计划优化方法，该方法具体包括以下步骤：S1.以使广东省内机组调节程度最小为优化目标，建立考虑广东省电网调峰需求的西电东送计划与抽水蓄能电厂发电计划的混合整数优化模型。步骤S1建立的混合整数优化模型的优化目标为使广东省内机组的调整程度最小，其目标函数的具体表达式为：其中，为PGD中的第i个元素(即时间段)，为当天24小时内广东省内机组出力的平均值，PGD代表广东省内机组在一天24小时内的发电计划，PGD是长度为T的向量(一般情况下T为96)。上述目标函数分为两部分：第一部分衡量一天内(即日内)广东省内发电机组出力偏离其均值的程度，近似于方差的概念，其大小反映一天内广东省内发电机组出力曲线的波动幅度；第二部分衡量一天内广东省内发电机组出力的调节量，其大小反映广东省内发电机组出力调节的整体幅度。如果仅用第一部分作为目标函数，那么优化出的广东省内发电出力有可能存在反调峰现象，因为在该目标函数的优化求解过程中，当广东省内机组某时刻出力偏离其平均值时，优化求解算法会在下一个时刻对其进行修正，但修正的幅度有可能过大，导致反调峰现象，与实际不符。因此，将第二部分添加至目标函数中，从而可以对修正幅度进行一定限制，避免发生反调峰，使优化结果更符合实际。步骤S1所建立的混合整数优化模型解决了现阶段西电、蓄能电厂与广东省内发电机的协调配合中存在的问题，通过对西电东送计划与抽水蓄能电厂发电计划的优化，使西电东送计划以及抽水蓄能电厂发电计划与广东省电网负荷特性更加匹配，让西电更大程度上参与广东省电网调峰，充分发挥抽水蓄能电厂的快速调节能力，降低广东省内机组的调整程度，避免广东省内机组的频繁调节与无序调节(即反调峰)，提高了机组运行的经济性，保证了电网在负荷迅速变化时期的频率安全。S2.建立抽水蓄能电厂相关约束条件，以此来刻画抽水蓄能电厂的运行特性及相应调度运行规程中的运行规定。本实施例的混合整数优化模型涉及南方电网总调直调的惠蓄和清蓄这两个抽水蓄能电厂，故引入了两套变量及相应的约束条件。惠蓄和清蓄这两个抽水蓄能电厂的装机容量分别为8×300MW、4×320MW，各厂每台机组在发电工况下的出力范围分别为：150-300MW、160MW-320MW，每台机组在抽水工况下的出力为-300MW、-320MW。因此，惠蓄和清蓄这两个抽水蓄能电厂的发电出力在150-2400MW、160-1280MW范围内是连续的，而抽水工况下的出力是离散的，由其开泵台数决定。此外，根据蓄能电厂有关运行规定，惠蓄和清蓄这两个抽水蓄能电厂的发电工况、抽水工况存在互斥关系。基于上述理论，本实施例抽水蓄能电厂相关约束条件具体包括：(1)抽水蓄能电厂状态约束抽水蓄能电厂状态约束指抽水蓄能电厂在一天中的发电工况状态向量、停机工况状态向量和泵工况状态向量之和为1向量，其具体表达式为：其中，IHX_g、IHX_s、代表惠蓄抽水蓄能电厂在一天中的运行状态向量，均为长度为T的向量(一般情况下T为96)，分别对应于发电、停机、泵状态(即抽水状态，其中泵状态又分为M种状态)，均为0-1变量；IQX_g、IQX_s、代表清蓄抽水蓄能电厂在一天中的运行状态，均为长度为T的向量(一般情况下T为96)，分别对应于发电、停机、泵工况(其中泵状态又分为N种状态)，均为0-1变量。上述列向量中元素为1的时刻代表蓄能电厂此时处于该列向量所代表的工况。泵工况所对应0-1向量的数目等于当日最大可开泵台数，一般由断面限制、机组检修及水头等因素决定。在任何时刻，抽水蓄能电厂只能处于发电、停机和泵(即抽水)这三种工况中的一种。在任何时刻，惠蓄和清蓄这两个抽水蓄能电厂的发电工况、抽水工况存在互斥关系，即有：(2)抽水蓄能电厂发电工况出力约束抽水蓄能电厂发电工况出力约束是指抽水蓄能电厂发电工况出力在最小发电工况出力与最大发电工况出力之间，其具体表达式为：PHX_gmin×IHX_g<＝PHX_g<＝PHX_gmax×IHX_gPQX_gmin×IQX_g<＝PQX_g<＝PQX_gmax×IQX_g其中，PHX_g和PQX_g分别代表一天中惠蓄和清蓄抽水蓄能电厂在发电工况下的出力向量，为长度为T的向量(一般情况下T为96)，属于连续变量。惠蓄和清蓄抽水蓄能电厂的最大出力限制PHX_gmax、PQX_gmax由断面约束、机组检修及水头等因素决定，最小出力限制PHX_gmin、PQX_gmin一般为单台机组发电工况下的最小出力。(3)抽水蓄能电厂总出力约束抽水蓄能电厂总出力约束是指抽水蓄能电厂在日内的发电计划与抽水蓄能电厂在发电工况、停机工况和泵工况下的出力之和间的关系式，具体关系式为：其中，PHX、PQX作为惠蓄、清蓄抽水蓄能电厂一天中的发电计划，为长度为T的向量(一般情况下T为96)。PHX、PQX等于三种工况下的出力之和，为长度为T的向量(一般情况下T为96)，而抽水蓄能电厂在每个泵状态下具有相应的出力。(3)抽水蓄能电厂水量约束原则上，蓄能电厂在一天中抽水工况下的抽水量等与其发电工况下的放水量，考虑到蓄能电厂的能量转化效率，抽水蓄能电厂水量约束的表达式(即抽水蓄能电厂在日内抽水工况下的抽水量与发电工况下的放水量间的关系式)为：其中，KHX、KQX代表惠蓄、清蓄抽水蓄能电厂的发电抽水转化效率，一般均为0.75；1T为单位向量。S3.建立西电东送计划的相关约束，以此保证优化后的西电东送计划与系统实际运行情况相符。为保证优化后的西电东送计划与系统实际运行情况相符，需对西电东送计划引入下列约束：(1)电力约束西电在一天内各时刻的出力应满足最大最小出力要求，并根据系统实时运行情况进行相应调整。因此，西电的电力约束为：其中，代表西电出力的上下限向量，为长度为T的向量(一般情况下T为96)；PXD代表一天内的西电东送计划，为长度为T的向量(一般情况下T为96)。(2)调节速率约束西电东送电力主要通过南方电网已经建成的“八交九直”输电通道输送。为了保证设备运行的安全性，西电东送计划的调节速率应根据设备运行特性、设备及系统实时运行情况进行限制。故西电东送计划的调节速率约束为：Cmin<＝APXD<＝Cmax其中，Cmax、Cmin代表西电出力调节速率的上下限，均为长度为T的向量(一般情况下T为96)；A代表西电东送计划调节速率转化矩阵。(3)电量约束在对西电发电计划进行优化的同时，要保证一天内西电东送的电量EXD满足以下相关要求：1T×PXD＝EXD,其中，1T为单位向量，EXD为常数。S4.建立广东省内机组相关约束，以此体现广东省内装机结构的特点，使优化后的广东省内机组发电计划与系统实际运行情况相符。为使得优化后的广东省内机组发电计划与系统实际运行情况相符，需对广东省内机组引入以下相关约束：(1)电力约束广东省内发电机组出力应满足机组出力上下限的相关限制要求，与机组、系统的实时运行情况相关。故广东省内发电机组的电力约束为：其中，代表广东省内机组出力的上下限，均为长度为T的向量(一般情况下T为96)；PGD代表一天内广东省内机组的发电计划，为长度为T的向量(一般情况下T为96)。(2)调节速率约束广东省内装机大部分为煤电机组，限制了广东省内机组出力的调节速率，其调节速率的大小由机组及系统的实时运行情况决定。故广东省内机组出力的调节速率约束为：Bmin<＝A′PGD<＝Bmax其中，Bmax、Bmin代表广东省内发电机组出力调节速率的上下限，均为长度为T的向量(一般情况下T为96)；A′代表广东省内发电机组出力调节速率转化矩阵。S5.建立广东省内电力平衡约束，以此反映现阶段广东电网的电源特点。本实施例广东电网负荷等于广东省内机组出力、西电出力及蓄能机组出力三者之和，故广东省内电力平衡约束为：PGD+PXD+PHX+PQX＝Pload其中，Pload为一天中的广东负荷向量，为长度为T的向量(一般情况下T为96)。S6.对优化模型的目标函数进行线性化转换，进而采用相关数学求解方法对模型进行求解。本实施例所建立的模型属于混合整数非线性规划模型，且其目标函数中含有绝对值符号，直接求解难度较大，为便于求解，在原有约束条件中添加如下约束条件，将目标函数线性化：故目标函数被线性化转换为：其中，zi和yi均为辅助优化模型的目标函数线性化而引入的中间变量。经过上述线性化等效转换后，原优化模型的求解变为一个混合整数线性规划模型的求解，可通过相关数学算法进行求解。本实施例采用YALMIP工具箱对优化模型进行求解。YALMIP工具箱不仅自己包含基本的线性规划求解算法，还提供对CPLEX、GLPK、LPSOLVE等求解工具包更高层次的包装。YALMIP工具箱真正实现建模和算法二者的分离，提供一种统一的、简单的建模语言。针对所有的规划问题，都可以用YALMIP工具箱中的统一方式进行建模，具体求解算法可以通过相关参数指定或自动选择。本实施例还利用了某典型日的广东省电网负荷实际数据，对西电、广东省内发电机组及蓄能电厂发电计划的进行二次优化编排，以此说明本发明的优化效果。图3、图4、图5和图6分别为应用本发明的方法优化出的广东省内计划发电计划、西电东送计划、惠蓄抽水蓄能电厂发电计划和清蓄抽水蓄能电厂发电计划与原始计划的对比图，图3、图4、图5和图6中横坐标为时间(单位：h)，纵坐标为发电计划功率(单位：MW)。分析图3、图4、图5和图6所示的结果可知，本发明送电计划与抽水储能发电计划优化方法及系统具有以下优点：(1)优化后的广东省内机组发电计划与原计划相比更为平滑，调整次数和幅度大幅减少；在上午广东省电网负荷缓慢上升期间(8:45-10:00)，没有出现反调峰。而以优化模型中的目标函数值来衡量优化前后广东省内发电机组出力调整程度的变化，则如表1所示。从表1可以看出，优化后的广东省内发电机组出力调整程度比优化前有较大程度的减小。表1目标函数值在广东省内机组发电计划优化前后的变化原始发电计划优化发电计划优化幅度目标函数值4636284838.6％(2)优化后的西电发电计划和广东省电网负荷特性匹配性更高。在广东省电网负荷迅速变化(7:30-8:30、11:15-12:15)的时段，优化后的西电发电计划增大了其在该阶段的调节速率，更大程度地参与了广东调峰；而在上午负荷缓慢上升的时段，优化后的西电发电计划相比于原计划，降低了其调节速率，避免了广东省内机组的反调峰。(3)在中午负荷迅速下降时段(12:00左右)，优化后的抽水蓄能电厂发电计划相较于原始计划，能够更早地转入泵工况，充分发挥抽水蓄能机组的快速调节能力，在一定程度上保证电网的频率安全；在早晨负荷攀峰时段，优化后的抽水蓄能电厂发电计划相较于原始计划更早停泵，并快速转入发电工况。从全天来看，优化后的抽水蓄能电厂发电计划更大程度地参与了电网调峰，充分发挥蓄能机组的快速调节能力。以上是对本发明的较佳实施进行了具体说明，但本发明并不限于所述实施例，熟悉本领域的技术人员在不违背本发明精神的前提下还可做作出种种的等同变形或替换，这些等同的变形或替换均包含在本申请权利要求所限定的范围内。当前第1页1 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