一种实时发电计划的协调优化方法及系统与流程

本发明涉及电力领域，具体涉及一种实时发电计划的协调优化方法及系统。

背景技术：

我国能源资源丰富，但地理分布确极不均云，呈现“北多南少、西多东少”的分布特点，如我国70％以上的煤炭资源、水能资源等能源分布在西北部地区，而我国区域经济发展和消费水平则刚好与之相反，这种能源资源和负荷中心的逆向分布状况奠定了我国电力资源“西电东送、南北互供、全国联网”的基本格局和发展战略，特高压交流、特高压直流等远距离、大容量输电势在必行。特别是特高压直流输电系统因其具有大容量、可控、灵活等特点，在我国大区互联、北电南输和西电东送的远距离、大容量输电及跨海峡送电等方面得到了广泛应用。

目前，随着特高压互联电网建设的不断深入，电网规模迅速扩大，电网结构日益复杂，全国联网基本形成。电网运行一体化程度大大提高，从500千伏就近“手拉手”的互联电网，发展为以特高压主网架连接的统一电网，交流电气联系紧密、交直流交换容量巨大，各级电网相互影响、相互作用进一步增强，电网特性由分区模式转向总体模式。电力输送容量的快速增长为大范围内资源优化配置、新能源有效消纳提供了坚实可靠的硬件保障，但同时也为电网安全稳定运行带来了新的挑战。在这些挑战中，如何处理特高压交直流联络线路故障所造成的大规模率缺失问题就是一个亟需解决的问题。

特高压直流输电系统的紧急闭锁故障或特高压交流线路故障将会导致送端系统产生功率盈余而受端系统产生较大的功率缺失，若送受端电网仅通过特高压线路联网或在特高压线路故障后引起系统解列，则大量的功率缺失会造成受端系统频率大幅波动。因此，应针对特高压大电网“交直流耦合、送受端耦合、上下级耦合”的发展趋势及现实需求，研发应对大规模功率缺失的区域互济日内计划优化调整技术。

技术实现要素：

为了解决现有技术中在特高压交直流联络线路故障所造成的大规模缺失问题，本发明提供一种实时发电计划的协调优化方法及系统。

本发明提供的技术方案是：

一种实时发电计划的协调优化方法，包括：

获取二级区域电网功率缺额，计算二级区域电网可安全调用的备用容量；

当二级区域电网功率的缺额大于二级区域电网可安全的调用的备用容量时，通过建立二级区域实时发电优化计划，调节二级区域电网调度管理机组发电；

若二级区域电网调度管理机组发电量不足以弥补二级区域电网功率缺额，则通过建立二阶段优化方法，建立一级区域电网实时发电优化计划，调节一级区域电网调度管理机组发电。

优选的，所述二级区域电网可安全调用的备用容量的计算公式，如下所示：

其中：sres为所述二级区域电网可安全调用的备用容量，sm为二级区域电网调度管理机组可安全调用的备用容量，sn为一级区域电网调度管理机组可安全调用的备用容量；sagcm为二级区域电网调度管理机组agc机组的可安全调用备用容量，sagcn为一级区域电网调度管理机组agc机组的可安全调用备用容量；km为二级区域电网调度管理机组agc机组的备用安全比例系数；kn为一级区域电网调度管理机组agc机组的备用安全比例系数；cagcm为二级区域电网调度管理机组的agc机组的备用容量；cnagcm为非agc机组的备用容量；cagcn为一级区域电网调度管理机组的agc机组的备用容量；cnagcn为一级区域电网调度管理机组的非agc机组的备用容量。

优选的，所述二级区域实时发电优化计划的建立，包括：

基于广义联络线计划约束、机组出力约束、机组爬坡约束和线路功率约束，以发电费用最小为调节目标，通过调节一级区域内各二级区域电网调度管理机组的广义联络线计划松弛变量，建立二级区域实时发电优化计划。

优选的，所述调节目标按下式计算，包括：

所述二级区域电网间的实施发电优化模型的目标函数按下式计算：

式中：fp为二级区域电网内火电机组的发电费用；f0为一级区域电网内火电机组的发电费用；δpm,t为省调时刻t的广义联络线计划松弛变量；为单位松弛惩罚成本；f(pmi,t)为二级区域电网内火电机组m在t时段的发电费用；nm为二级区域电网内总的等效火电机组个数；t为调度时段数；

二级区域电网间的实时发电优化模型的约束条件包括：广义联络线计划约束、机组出力约束、机组爬坡约束和线路功率约束。

优选的，所述广义联络线计划约束为：

其中，为省m时刻t超短期负荷预测功率；为大功率缺失时通过一级区域电网间联络线输入二级区域电网m的功率；为省调m时刻t新能源超短期出力预测功率；为省调m时刻t的火电机组实时计划出力总功率；为省调m时刻t的水电机组实时计划出力总功率；δpm,t为省份m在时刻t的负荷偏差；gm,t为省份m时刻t的总出力；pm,max为省调机组的最大出力功率；pn,max为一级区域电网垫付管理机组n的最大出力功率。

优选的，所述机组出力约束为：

pti,min≤pti,t≤pti,max

phi,min≤phi,t≤phi,max

pni,min≤pni,t≤pni,max

其中，pti,max为等效火电机组最大技术出力功率；pti,t为火电在时刻t的总出力功率；phi,max为等效水电机组最大技术出力功率；phi,t为水电电在时刻t的总出力功率；pni,max为等效新能源机组最大技术出力功率；pni,t为等效新能源在时刻t的总出力功率；pti,min为等效火电机组最小技术出力功率、phi,min为等效水电最小技术出力功率、pni,min为等效新能源机组最小技术出力功率。

优选的，所述机组爬坡约束为：

式中：为火电机组i单位时间的滑坡功率(mw/h)；为火电机组i单位时间的爬坡功率(mw/h)；为火电机组i在t时刻的出力功率；为火电机组i在时刻t-1的出力功率。

优选的，所述线路功率约束为：

式中：为第i条联络线传输容量的功率下限；第i条联络线传输容量的功率上限；为线路i时刻t的传输功率，计算时，一级区域电网调度管理机组发电功率取日前计划发电功率。

优选的，所述一级区域电网级实时发电优化计划的建立，包括：

基于广义联络线计划约束、机组出力约束、机组爬坡约束和线路功率约束，以发电费用最小为调节目标，通过调节一级区域内各一级区域电网调度管理机组的广义联络线计划松弛变量，建立一级区域电网级实时发电优化计划

优选的，所述调节目标按下式计算：

式中，δpn,t为一级区域电网调度管理机组n内时刻t的广义联络线计划松弛变量；fr为一级区域电网级电网内火电机组的发电费用；f0为一级区域电网内火电机组的发电费用；为单位松弛惩罚成本；f(pni,t)为一级区域电网级电网内火电机组n在t时段的发电费用；nn为一级区域电网级电网内总的等效火电机组个数；

一级区域电网内的广义联络线计划的约束条件包括：广义联络线计划约束、机组出力约束、机组爬坡约束、线路功率约束。

优选的，所述广义联络线计划约束，包括：

式中：为一级区域电网调度管理机组n时刻t的火电机组实时计划出力总功率；为一级区域电网调度管理机组n时刻t的水电机组实时计划出力总功率；为一级区域电网调度管理机组n时刻t的新能源机组实时计划出力总功率；为省m时刻t超短期负荷预测功率；为大功率缺失时通过一级区域电网间联络线输入二级区域电网m的功率；为省调m时刻t新能源超短期出力预测功率，δpm,t为省份m在时刻t的负荷偏差；gm,t为省份m在时刻t的总出力。

优选的，所述机组出力约束，包括：

pti,min≤pti,t≤pti,max

phi,min≤phi,t≤phi,max

pni,min≤pni,t≤pni,max

式中：pti,max为火电机组最大技术出力功率；phi,max为水电机组最大技术出力功率；pni,max为新能源机组最大技术出力功率；pti,min为火电机组最小技术出力功率；phi,min为水电机组最小技术出力功率；pni,min为新能源机组最小技术出力功率。

优选的，所述机组爬坡约束，包括：

式中：为火电机组i单位时间的滑坡功率(mw/h)；为火电机组i单位时间的爬坡功率(mw/h)。

优选的，所述线路功率约束，包括：

式中：为第i条联络线传输容量的功率下限；为第i条联络线传输容量的功率上限；为线路i时刻t的传输功率，计算时，二级区域电网调度管理机组发电功率采用实时计划发电功率。

一种实时发电计划的协调优化系统，包括：

备用容量获取模块：获取二级区域电网功率缺额，计算二级区域电网可安全调用的备用容量；

二级实时发电计划模块：当二级区域电网功率的缺额大于二级区域电网可安全的调用的备用容量时，通过建立二级区域实时发电优化计划，调节二级区域电网调度管理机组发电；

一级实时发电计划模块：若二级区域电网调度管理机组发电量不足以弥补二级区域电网功率缺额，则通过建立二阶段优化方法，建立一级区域电网实时发电优化计划，调节一级区域电网调度管理机组发电。

优选的，所述备用容量获取模块通过下式计算二级区域电网可安全调用的备用容量：

其中：sres为所述二级区域电网可安全调用的备用容量，sm为二级区域电网调度管理机组可安全调用的备用容量，sn为一级区域电网调度管理机组可安全调用的备用容量；sagcm为二级区域电网调度管理机组agc机组的可安全调用备用容量，sagcn为一级区域电网调度管理机组agc机组的可安全调用备用容量；km为二级区域电网调度管理机组agc机组的备用安全比例系数；kn为一级区域电网调度管理机组agc机组的备用安全比例系数；cagcm为二级区域电网调度管理机组的agc机组的备用容量；cnagcm为非agc机组的备用容量；cagcn为一级区域电网调度管理机组的agc机组的备用容量；cnagcn为一级区域电网调度管理机组的非agc机组的备用容量。

优选的，所述二级实时发电计划模块，包括：

二级实时发电计划子模块：基于广义联络线计划约束、机组出力约束、机组爬坡约束和线路功率约束，以发电费用最小为调节目标，通过调节一级区域内各二级区域电网调度管理机组的广义联络线计划松弛变量，建立二级区域实时发电优化计划。

与现有技术相比，本发明的有益效果为：本发明提供的一种实时发电计划的协调优化方法及系统，包括：步骤一：获取省级电网功率缺额，计算省级电网可安全调用的备用容量；步骤二：当省级电网功率的缺额大于省级电网可安全的调用的备用容量时，通过建立省级实时发电优化计划，调节省调机组发电；步骤三：若省调机组发电量不足以弥补省级电网功率缺额，则通过建立二阶段优化方法，建立区域实时发电优化计划，调节网调机组发电，弥补省级电网功率缺额。本方法适用于大规模功率缺失后国分省一体化调整对象设计，通过各级调度共同对电网有功进行快速调整，消除大功率缺失所造成的影响。

附图说明

图1为本发明的实时发电计划的协调优化方法流程；

图2为本发明的国分省三级电网发电计划关系示意图；

图3为本发明的国分省实时发电计划协调流程图。

具体实施方式

为了更好地理解本发明，下面结合说明书附图和实例对本发明的内容做进一步的说明。

实施例1：

图1为本发明的实时发电计划的协调优化方法流程图，如图1所示，本发明提供的一种实时发电计划的协调优化方法，包括：

获取二级区域电网功率缺额，计算二级区域电网可安全调用的备用容量；

当二级区域电网功率的缺额大于二级区域电网可安全的调用的备用容量时，通过建立二级区域实时发电优化计划，调节二级区域电网调度管理机组发电；

若二级区域电网调度管理机组发电量不足以弥补二级区域电网功率缺额，则通过建立二阶段优化方法，建立一级区域电网实时发电优化计划，调节一级区域电网调度管理机组发电。

所述二级区域电网可安全调用的备用容量的计算公式，如下所示：

其中：sres为所述二级区域电网可安全调用的备用容量，sm为二级区域电网调度管理机组可安全调用的备用容量，sn为一级区域电网调度管理机组可安全调用的备用容量；sagcm为二级区域电网调度管理机组agc机组的可安全调用备用容量，sagcn为一级区域电网调度管理机组agc机组的可安全调用备用容量；km为二级区域电网调度管理机组agc机组的备用安全比例系数；kn为一级区域电网调度管理机组agc机组的备用安全比例系数；cagcm为二级区域电网调度管理机组的agc机组的备用容量；cnagcm为非agc机组的备用容量；cagcn为一级区域电网调度管理机组的agc机组的备用容量；cnagcn为一级区域电网调度管理机组的非agc机组的备用容量。

所述二级区域实时发电优化计划的建立，包括：

基于广义联络线计划约束、机组出力约束、机组爬坡约束和线路功率约束，以发电费用最小为调节目标，通过调节一级区域内各二级区域电网调度管理机组的广义联络线计划松弛变量，建立二级区域实时发电优化计划。

所述调节目标按下式计算，包括：

所述二级区域电网间的实施发电优化模型的目标函数按下式计算：

式中：fp为二级区域电网内火电机组的发电费用；f0为一级区域电网内火电机组的发电费用；δpm,t为省调m时刻t的广义联络线计划松弛变量；为单位松弛惩罚成本；f(pmi,t)为二级区域电网内火电机组m在t时段的发电费用；nm为二级区域电网内总的等效火电机组个数；t为调度时段数；

二级区域电网间的实时发电优化模型的约束条件包括：广义联络线计划约束、机组出力约束、机组爬坡约束和线路功率约束。

所述广义联络线计划约束为：

其中，为省m时刻t超短期负荷预测；为大功率缺失时通过一级区域电网间联络线输入二级区域电网m的功率；为省调m时刻t新能源超短期出力预测，为省调m时刻t的火电机组实时计划出力总和，为省调m时刻t的水电机组实时计划出力总和，

δpm,t为省份m在时刻t的负荷偏差。gm,t为省份m在时刻t的总出力；pm,max为省调机组的最大出力功率；pn,max为一级区域电网调度管理机组n的最大出力功率。

所述机组出力约束为：

pti,min≤pti,t≤pti,max

phi,min≤phi,t≤phi,max

pni,min≤pni,t≤pni,max

其中，pti,max为等效火电机组最大技术出力；pt,it为火电在时刻t的总出力；phi,max为等效水电机组最大技术出力；ph,it为水电电在时刻t的总出力；pni,max为等效新能源机组最大技术出力；pn,it为等效新能源在时刻t的总出力；pti,min为等效火电机组最小技术出力、phi,min为等效水电最小技术出力、pni,min为等效新能源机组最小技术出力。

所述机组爬坡约束为：

式中：为火电机组i单位时间的滑坡功率(mw/h)；为火电机组i单位时间的爬坡功率(mw/h)。

所述线路功率约束为：

式中：为第i条联络线传输容量的下限；第i条联络线传输容量的上限；为线路i时刻t的传输功率，计算时，一级区域电网调度管理机组发电功率取日前计划发电功率。

所述一级区域电网级实时发电优化计划的建立，包括：

基于广义联络线计划约束、机组出力约束、机组爬坡约束和线路功率约束，以发电费用最小为调节目标，通过调节一级区域内各一级区域电网调度管理机组的广义联络线计划松弛变量，建立一级区域电网级实时发电优化计划

所述调节目标按下式计算：

式中，δpn,t为一级区域电网内时刻t的广义联络线计划松弛变量；fr为一级区域电网级电网内火电机组的发电费用；f0为一级区域电网内火电机组的发电费用；δpn,t为一级区域电网调度管理机组n在时刻t的广义联络线计划松弛变量；为单位松弛惩罚成本；f(pni,t)为一级区域电网级电网内火电机组n在t时段的发电费用；nn为一级区域电网级电网内总的等效火电机组个数；

一级区域电网内的广义联络线计划的约束条件包括：广义联络线计划约束、机组出力约束、机组爬坡约束、线路功率约束。

所述广义联络线计划约束，包括：

式中：为一级区域电网调度管理机组n时刻t的火电机组实时计划出力总和，为一级区域电网调度管理机组n时刻t的水电机组实时计划出力总和，为一级区域电网调度管理机组n时刻t的新能源机组实时计划出力总和，为省m时刻t超短期负荷预测；为大功率缺失时通过一级区域电网间联络线输入二级区域电网m的功率；为省调m时刻t新能源超短期出力预测；δpm,t为省份m在时刻t的负荷偏差；gm,t为省份m在时刻t的总出力；pm,max为省调机组的最大出力功率；pn,max为一级区域电网调度管理机组n的最大出力功率。

所述机组出力约束，包括：

pti,min≤pti,t≤pti,max

phi,min≤phi,t≤phi,max

pni,min≤pni,t≤pni,max

式中：pti,max为火电机组最大技术出力；phi,max为水电机组最大技术出力；pni,max为新能源机组最大技术出力；pti,min为火电机组最小技术出力；phi,min为水电机组最小技术出力；pni,min为新能源机组最小技术出力。

所述机组爬坡约束，包括：

式中：为火电机组i单位时间的滑坡功率(mw/h)；为火电机组i单位时间的爬坡功率(mw/h)。

所述线路功率约束，包括：

式中：为第i条联络线传输容量的下限；为第i条联络线传输容量的上限；为线路i时刻t的传输功率，计算时，二级区域电网调度管理机组发电功率采用实时计划发电功率。

基于同一种发明构思，本发明还提供了一种实时发电计划的协调优化系统，包括：

备用容量获取模块：获取二级区域电网功率缺额，计算二级区域电网可安全调用的备用容量；

二级实时发电计划模块：当二级区域电网功率的缺额大于二级区域电网可安全的调用的备用容量时，通过建立二级区域实时发电优化计划，调节二级区域电网调度管理机组发电；

一级实时发电计划模块：若二级区域电网调度管理机组发电量不足以弥补二级区域电网功率缺额，则通过建立二阶段优化方法，建立一级区域电网实时发电优化计划，调节一级区域电网调度管理机组发电。

所述备用容量获取模块通过下式计算二级区域电网可安全调用的备用容量：

其中：sres为所述二级区域电网可安全调用的备用容量，sm为二级区域电网调度管理机组可安全调用的备用容量，sn为一级区域电网调度管理机组可安全调用的备用容量；sagcm为二级区域电网调度管理机组agc机组的可安全调用备用容量，sagcn为一级区域电网调度管理机组agc机组的可安全调用备用容量；km为二级区域电网调度管理机组agc机组的备用安全比例系数；kn为一级区域电网调度管理机组agc机组的备用安全比例系数；cagcm为二级区域电网调度管理机组的agc机组的备用容量；cnagcm为非agc机组的备用容量；cagcn为一级区域电网调度管理机组的agc机组的备用容量；cnagcn为一级区域电网调度管理机组的非agc机组的备用容量。

所述二级实时发电计划模块，包括：

二级实时发电计划子模块：基于广义联络线计划约束、机组出力约束、机组爬坡约束和线路功率约束，以发电费用最小为调节目标，通过调节一级区域内各二级区域电网调度管理机组的广义联络线计划松弛变量，建立二级区域实时发电优化计划。

所述二级实时发电计划子模块的调节目标按下式计算，包括：

式中：fp为二级区域电网内火电机组的发电费用；f0为一级区域电网内火电机组的发电费用；δpm,t为省调m时刻t的广义联络线计划松弛变量；为单位松弛惩罚成本；f(pmi,t)为二级区域电网内火电机组m在t时段的发电费用；nm为二级区域电网内总的等效火电机组个数；t为调度时段数；

二级区域电网间的实时发电优化模型的约束条件包括：广义联络线计划约束、机组出力约束、机组爬坡约束和线路功率约束。

所述二级实时发电计划子模块的广义联络线计划约束，按下式计算：

其中，为省m时刻t超短期负荷预测；为大功率缺失时通过一级区域电网间联络线输入二级区域电网m的功率；为省调m时刻t新能源超短期出力预测，为省调m时刻t的火电机组实时计划出力总和，为省调m时刻t的水电机组实时计划出力总和，

所述二级实时发电计划子模块的机组出力约束，按下式计算：

pti,min≤pti,t≤pti,max

phi,min≤phi,t≤phi,max

pni,min≤pni,t≤pni,max

其中，pti,max为等效火电机组最大技术出力；phi,max为等效水电机组最大技术出力；pni,max为等效新能源机组最大技术出力；pti,min为等效火电机组最小技术出力、phi,min为等效水电最小技术出力、pni,min为等效新能源机组最小技术出力。

所述机组爬坡约束为：

式中：为火电机组i单位时间的滑坡功率(mw/h)；为火电机组i单位时间的爬坡功率(mw/h)。

所述二级实时发电计划子模块的线路功率约束，按下式计算：

式中：为第i条联络线传输容量的下限；第i条联络线传输容量的上限；为线路i时刻t的传输功率，计算时，一级区域电网调度管理机组发电功率取日前计划发电功率。

所述一级实时发电计划模块，包括：

一级实时发电计划子模块：基于广义联络线计划约束、机组出力约束、机组爬坡约束和线路功率约束，以发电费用最小为调节目标，通过调节一级区域内各一级区域电网调度管理机组的广义联络线计划松弛变量，建立一级区域电网级实时发电优化计划

所述一级实时发电计划模块的调节目标，按下式计算：

式中，δpn,t为一级区域电网内时刻t的广义联络线计划松弛变量；fr为一级区域电网级电网内火电机组的发电费用；f0为一级区域电网内火电机组的发电费用；δpn,t为一级区域电网调度管理机组n在时刻t的广义联络线计划松弛变量；为单位松弛惩罚成本；f(pni,t)为一级区域电网级电网内火电机组n在t时段的发电费用；nn为一级区域电网级电网内总的等效火电机组个数；

一级区域电网内的广义联络线计划的约束条件包括：广义联络线计划约束、机组出力约束、机组爬坡约束、线路功率约束。

所述一级实时发电计划模块的广义联络线计划约束，按下式计算：

式中：为一级区域电网调度管理机组n时刻t的火电机组实时计划出力总和，为一级区域电网调度管理机组n时刻t的水电机组实时计划出力总和，为一级区域电网调度管理机组n时刻t的新能源机组实时计划出力总和，为省m时刻t超短期负荷预测；为大功率缺失时通过一级区域电网间联络线输入二级区域电网m的功率；为省调m时刻t新能源超短期出力预测；δpm,t为省份m在时刻t的负荷偏差。gm,t为省份m在时刻t的总出力。

所述一级实时发电计划模块的机组出力约束，按下式计算：

pti,min≤pti,t≤pti,max

phi,min≤phi,t≤phi,max

pni,min≤pni,t≤pni,max

式中：pti,max为火电机组最大技术出力；phi,max为水电机组最大技术出力；pni,max为新能源机组最大技术出力；pti,min为火电机组最小技术出力；phi,min为水电机组最小技术出力；pni,min为新能源机组最小技术出力；pt,it为火电在时刻t的总出力；ph,it为水电电在时刻t的总出力；pn,it为等效新能源在时刻t的总出力。

所述一级实时发电计划模块的机组爬坡约束，按下式计算：

式中：为火电机组i单位时间的滑坡功率(mw/h)；为火电机组i单位时间的爬坡功率(mw/h)。

所述一级实时发电计划模块的线路功率约束，按下式计算：

式中：为第i条联络线传输容量的下限；为第i条联络线传输容量的上限；为线路i时刻t的传输功率，计算时，二级区域电网调度管理机组发电功率采用实时计划发电功率。

实施例3：

我国电力系统采用“统一调度，分级管理”的模式。但随着特高压互联电网建设的不断深入，各区域电网联系日益密切，逐步打破了分区分省平衡模式，逐渐形成了各级电网协调发展的格局，各级电网需要一体化协调运行、统一协调运行控制，才能实现更大范围内的资源优化配置，因此，各级调度之间既具有各自的独立业务又具有相互影响的关联关系。

就目前的三级调度计划模式而言，国调的主要业务是编制大区联络线计划，完成大区的年度及月度电力交易，确保跨区电源计划的合理分配。分中心的主要业务是编制省间联络线计划，完成大区联络线计划的省间二次分配，确保省间电力交易执行以及直调电厂计划的合理性。省级调度主要业务是编制省内电厂计划，确保三公落实、节能减排和电网运行安全。

发电机组主要分为火电机组、水电机组和新能源机组。就发电机组调度管理而言，一个省域内的发电机组可分为省级电网调度管理机组(省调机组)和区域电网调度管理机组(网调机组)。前者执行省级电网调度中心编制的调度计划，后者执行区域电网调度中心(分中心)编制的调度计划。

就系统负荷而言，一个省域内的负荷由以下四方面功率共同平衡。

(1)省调机组的发电功率；

(2)网调机组的发电功率；

(3)区域电网内联络线馈入功率；

区域电网间联络线馈入功率，如果该省域内无区域电网间联络线，则该方面功率通过区域电网内联络线转送馈入。

省网功率平衡方程式如下：

式中：pl为省网总负荷；

ptm、pwm、pnm分别为省调火电、水电、新能源机组发电功率；

ptn、pwn、pnn分别为网调火电、水电、新能源机组发电功率；

分别为通过省间联络线、区域间联络线输入的功率。

国网、区域电网(分中心)、省级电网三级电网发电计划之间的关系如图2，其中区域间联络线计划由国网调度中心编制。

实际运行中，当特高压直流系统或特高压交流等馈入线路发生严重故障引起大功率缺失时，按照事先制定的策略表通过切机、切负荷、直流调制等控制措施来确保系统的安全、稳定运行。但是维持暂态稳定的紧急控制措施通常无法填补系统的功率缺额，更无法保证大功率缺失后系统的长期稳定、经济运行。

现阶段，日前发电计划优化模型已在国内各级电网普遍使用，但日前系统负荷预测、日前新能源出力预测及日前模型方式与实际存在较大偏差，导致日前出力计划在实际执行中需大幅度调整，给自动发电控制(agc)实时调整带来巨大压力。一般采用实时发电计划编制作为日前计划的修正，以超短期预测数据为基础，5min为周期计算未来1h的机组发电计划，周期滚动修正日前发电计划。实时发电计划编制系统已在区域电网和省级电网实用化运行，实时发电计划网省协调主要以分省平衡为主，省间以地理联络线为关口进行计划编制，但是未考虑省域内发电机组中只有部分由省级电网调度管理、区域电网调度管理多个省域内发电机组这一实际情况。

以网省日前发电计划、区域内联络线计划和区域间联络线计划为基础，大功率缺失后，国分省实时发电计划协调方案流程如图3。

某省出现大功率缺失后，国分省实时发电计划协调的具体流程为：

步骤一：获取省网功率缺额，计算省内机组可安全调用备用容量，并做比较；

步骤二：如果功率缺额大于省内机组可安全调用备用容量，则优先考虑区域内其它省网功率支援，以分中心(网调)修改省间联络线形式实施；

步骤三：省级电网根据超短期负荷预测、省调新能源机组的超短期发电预测、新的省间联络线计划和大功率缺失后的区域外馈入功率等编制实时发电计划，指导省调机组运行；

步骤四：区域电网根据超短期负荷预测、网调新能源机组的超短期发电预测、省级电网实时发电计划缺额功率和大功率缺失后的区域外馈入功率等编制实时发电计划，指导区域电网调度管理机组运行。如果省级电网调度管理机组能够满足省级电网实时发电计划的需要，则不需要区域电网支援，此时，省级电网实时发电计划缺额功率为0；

步骤五：如果区域电网调度机组能够满足区域电网实时发电计划的需要，则不需要国网支援，否则，国网需要修改区域间联络线计划，并重新进行上述过程。

按照控制方式不同，省内机组可分为四类：省调agc机组、省调非agc机组、网调agc机组和网调非agc机组。

假设省调agc机组的备用容量为cagcm、省调非agc机组的备用容量为cnagcm、网调agc机组的备用容量为cagcn、网调非agc机组的备用容量为cnagcn。则省内可安全调备用容量sres为：

其中：sm、sn分别为省调机组、网调机组的可安全调用备用容量；

sagcm、sagcn分别为省调agc机组、网调agc机组的可安全调用备用容量；

km、kn分别为省调agc机组、网调agc机组的备用安全比例系数。

现代电力系统一般建立多级电力调度中心对互联系统进行分散协调调度，以降低计算规模、减少数据通信量并保持各区域电网独立自治运行，但各级调度的相对独立性也导致了协调工作繁琐。

本技术首先引入广义联络线计划，然后构建适应大功率缺失、超短期负荷预测、超短期新能源发电预测的省级实时发电计划模型。

在当前以省为平衡区域的调度模式下，跨省跨区资源优化配置主要以联络线计划的形式得以体现。如果某省功率缺额大于省内机组可安全调用备用容量，则优先考虑区域内其它省网功率支援，此种支援以分中心(区域电网调度中心)修改省间联络线形式实施。因此，需要建立大功率缺失后，省间联络线功率优化调度模型。

大功率缺失后修改省间联络线功率计划时，主要考虑以下两个方面：

1、区域内火电机组发电费用最小；

2、省间联络线功率变化量尽可能小，即希望维持原有省间联络线功率和电量。

因此，当大功率缺失后省间联络线功率与日前省间联络线功率有偏差时，将偏差转化为惩罚费用的形式加入目标函数中。

式中：f(pi,t)为火电机组i在t时段的发电费用；

pi,t为火电机组i在t时段的出力；

ptj,t为日前计划中t时段第j条联络线功率值；

为修改后的t时段第j条联络线功率值；

c为联络线功率偏差惩罚系数；

nt为区域电网内总的等效火电机组个数；

nl为省间联络线数；

t为调度时段数。

根据直流潮流计算法，有：

p＝bθ(4)

pl＝ybaθ(5)

式中：p为各节点注入功率列向量；

b为直流网络节点导纳矩阵；

θ为节点电压相角列向量；

pl为支路有功功率列向量；

yb为支路导纳形成的对角矩阵；

a为网络关联矩阵。

由(4)、(5)可得到支路功率与节点有功注入功率之间的关系。

pl＝ybab^-1p(6)

(6)式也包含了省间联络线功率与节点有功注入功率之间的关系，代入(3)式后，目标函数中的待求量就仅有节点注入功率。

由于主要研究对象是省级联络线功率，精确到机组的调度计划则安排在省级调度中考虑。故在模型中电源按照省份表示成等效机组，以极大减小模拟计算量。优化调度模型中主要考虑以下约束条件。

1)功率平衡约束

式中：nt、nh、nn分别为区域内的等效火电、水电、新能源机组数；

pti,t、phj,t、pnk,t分别为第i台等效火电机组、第j台等效水电机组、第k台等效新能源机组t时段的发电功率；

pl,t为t时段区域负荷与向区外外送功率之和。

2)发电出力约束

pti,min≤pti,t≤pti,max(8)

phi,min≤phi,t≤phi,max(9)

pni,min≤pni,t≤pni,max(10)

式中：pti,max、phi,max、pni,max分别为等效火电、水电、新能源机组最大技术出力；

pti,min、phi,min、pni,min分别为等效火电、水电、新能源机组最小技术出力；

3)联络线功率约束

式中：分别为第j条联络线传输容量的下限、上限。

广义联络线计划的建立：假设某省发电机组包括省调m和网调n两个部分，则日前广义联络线计划定义为：

式中：plm,t为省m时刻t日前系统负荷预测；

为通过区域间联络线输入省m的功率；

pnm,t为省调m时刻t日前新能源出力预测；

pnn,t为网调n时刻t日前新能源出力预测；

pm,max、pn,max为省调m、网调n装机容量；

ptm,t、pwm,t为省调m时刻t的火电机组、水电机组出力总和；

ptn,t、pwn,t为网调n时刻t的火电机组、水电机组出力总和；

gm,t为省调m时刻t的日前广义联络线计划；

gn,t为网调n时刻t的日前广义联络线计划。

由式(1)、(13)、(14)，可以得到：

式中：为省m时刻t省间联络线日前受电功率。

上式表明，省调日前广义联络线计划与相应网调日前广义联络线计划之和等于该省通过省间联络线日前受电计划，因此，只要省级电网和区域电网实时发电计划优化同时跟踪各自日前广义联络线计划，就能使得实际省间联络线受电计划跟踪日前省间联络线受电计划，保证省级电网和区域电网实时计划编制统平行运行，互不干扰。

大功率缺失时省级实时发电优化模型的建立：日前发电计划模型已非常完善，且得到广泛应用，但由于负荷、新能源日前预报与超短期预报存在较大差别，且特高压交流线路或特高压直流系统故障引起大功率缺失等原因，日前发电计划无法继续执行，必须编制实时发电计划去滚动修正日前发电计划。

省级实时发电优化模型建立的目标函数：

式中：δpm,t为省调m时刻t的广义联络线计划松弛变量；

为单位松弛惩罚成本。

省级实时发电优化模型建立的约束条件：

广义联络线计划约束

式中：为省m时刻t超短期负荷预测；

为大功率缺失时通过区域间联络线输入省m的功率；

为省调m时刻t新能源超短期出力预测，

为省调m时刻t的火电机组实时计划出力总和，

为省调m时刻t的水电机组实时计划出力总和，

机组出力约束

可参考式(8)(9)(10)。

机组爬坡约束

机组爬坡约束是相邻时间断面机组出力之间的一种耦合关系，反映的是机组发电功率的调节速率。调节机组有功功率需要调节汽轮机的进汽口，当进汽口流量增大时，机组有功功率提高；当进汽口流量减小时，机组有功功率降低。而这一过程，不是瞬间完成的，需要一定的时间。因此，单位时间内，机组可上调(也称作爬坡)或下调(也称作滑坡)的功率是有限度的。机组的爬坡约束可表示如下：

式中：——火电机组i单位时间的滑坡功率(mw/h)；

——火电机组i单位时间的爬坡功率(mw/h)。

线路功率约束

式中：分别为第i条联络线传输容量的下限、上限；

为线路i时刻t的传输功率，计算时，网调机组发电功率取日前计划发电功率。

区域电网和省级电网实时发电计划协调优化时，区域电网实时发电计划优化模型同样引入各网调日前广义联络线计划约束。区域电网包括多个省内网调机组，存在多个省的网调日前广义联络线计划约束，如果某省的网调日前广义联络线计划约束不能严格成立，发生溢出，则由其它省份的网调机组提供支援，保证区域电网调度管理机组整体完成偏差承担量，然而，溢出省的网调和提供支援省的网调日前广义联络线计划约束都无法严格成立，为区分网调的溢出和支援状态，区域电网侧采用两阶段优化方式，分析区域电网各省网调机组的日前广义联络线计划的跟踪情况。

大功率缺失时省内阶段优化模型的建立：

大功率缺失时省内阶段优化模型建立的目标函数：

式中：δpn,t为网调n时刻t的广义联络线计划松弛变量；

为单位松弛惩罚成本。

大功率缺失时省内阶段优化模型建立的约束条件：

广义联络线计划约束

式中：为网调n时刻t的火电机组实时计划出力总和，

为网调n时刻t的水电机组实时计划出力总和，

为网调n时刻t的新能源机组实时计划出力总和，

机组出力约束：

网调机组中火电、水电、新能源机组的出力约束参照(8)-(10)式。

机组爬坡约束：

网调火电机组的爬坡约束可参照(18)式。

线路功率约束：

线路功率约束可参照(19)式，但计算线路i时刻t的传输功率时，省调机组发电功率应采用实时计划发电功率。

大功率缺失时区域阶段优化模型的建立：若δpn,t为0，则说明区域间联络线故障引起的大功率缺失、省级负荷预测误差、新能源出力预测误差等完全可以调整省内的省调机组、网调机组出力来平衡。否则就需要启动区域电网内协调优化，由其它省内机组支援才能功率平衡。

大功率缺失时省内阶段优化模型建立的目标函数：

优化目标为区域内火电机组发电总费用与区域内各网调机组广义联络线总平衡约束成本：

式中：δpa,t为区域内各网调机组广义联络线总平衡约束松弛变量；

为单位松弛惩罚成本。

大功率缺失时省内阶段优化模型建立的约束条件：

区域内各网调机组广义联络线计划总平衡约束:

机组出力约束：

区域内机组中火电、水电、新能源机组的出力约束参照(8)-(10)式。

机组爬坡约束：

区域内火电机组的爬坡约束可参照(17)式。

线路功率约束：

线路功率约束可参照(18)式。但计算线路i时刻t的传输功率时，各省内发电功率应取实时计划发电功率。

若δpa,t为0，则说明区域间联络线故障引起的大功率缺失、省级负荷预测误差、新能源出力预测误差等完全可以通过调整区域内机组出力来平衡。否则就需要调整区域间电网联络线功率计划，由其它区域内机组支援才能功率平衡。

区域间联络线功率计划优化模型的目标函数、约束条件及其求解方法完全可以参照省间联络线功率计划优化模型的目标函数、约束条件及其求解方法。

显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上仅为本发明的实施例而已，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均包含在申请待批的本发明的权利要求范围之内。