一种电网水、火电工况自匹配模式调整实时负荷的方法

摘要

一种电网水、火电工况自匹配模式调整实时负荷的方法，该法先计算电网的实时下达负荷与前一日计划负荷的差值，并根据梯级水电站当前所处的调度期确定水、火电负荷调整原则，再以中期调度制定的水位运行控制范围以及火电出力带宽限制为约束，依据确定的水、火电负荷调整原则、的大小及各水电站时段末水位进行水、火电出力实时调整，并制定水、火电出力计划，最后根据制定的水、火电出力计划，以运行水位、下泄流量、时段水位/流量变幅为约束，按传统蓄能最大目标进行梯级各水电站之间的负荷优化分配。本设计不仅满足了梯级水电站不同时期的工况要求，而且能兼顾电网的稳定性与经济性。

权利要求

1.一种电网水、火电工况自匹配模式调整实时负荷的方法，其特征在于：

该方法依次包括以下步骤：

步骤1：计算电网的实时下达负荷与前一日计划负荷的差值ΔP，若ΔP在梯级水电站出力调节死区以外，则转入步骤2，否则转入步骤4；

步骤2：根据梯级水电站当前所处的调度期确定水、火电负荷调整原则，并根据梯级水电站的短期径流预报成果及电网前一日下达的发电计划，从上游至下游依次进行梯级各水电站面临时段的“以电定水”计算，以获得各水电站时段末水位及流量，其中，所述水、火电负荷调整原则是指：若梯级水电站所处的调度期为汛期或消落期，当电网实时负荷增加即ΔP＞0时，在火电出力可压缩范围内优先增大水电出力；当电网负荷减小即ΔP＜0时，优先减小火电出力，若梯级水电站所处的调度期为蓄水期或枯水期，当电网负荷增加即ΔP＞0时，优先增大火电出力；当电网负荷减小即ΔP＜0时，优先减小水电出力；

步骤3：以中期调度制定的水位运行控制范围以及火电出力带宽限制为约束，依据确定的水、火电负荷调整原则、ΔP的大小及各水电站时段末水位进行水、火电出力实时调整，并制定水、火电出力计划；

步骤4：根据制定的水、火电出力计划，以运行水位、下泄流量、时段水位/流量变幅为约束，按传统蓄能最大目标进行梯级各水电站之间的负荷优化分配；

步骤5：获得电网水、火电实时负荷调整结果。

2.根据权利要求1所述的一种电网水、火电工况自匹配模式调整实时负荷的方法，其特征在于：步骤3中，所述依据确定的水、火电负荷调整原则、ΔP的大小及各水电站时段末水位进行水、火电出力实时调整，并制定水、火电出力计划包括实时负荷增加即ΔP＞0时的出力调整、实时负荷减小即ΔP＜0时的出力调整；

所述实时负荷增加即ΔP＞0时的出力调整是指：

一：当梯级水电站所处的调度期为汛期时，判断各水电站在当前下泄情况下是否均达到应有最大出力，若是，则水电维持原有出力，ΔP全部由火电承担；若否，则增大未满足要求的水电站的出力，并根据式1计算出水电出力增值 根据式2计算出火电出力增值再判断火电是否满足式3、式4的约束，若不满足式3，则火电出力按其出力限值运行，若不满足式4，则火电按其最大爬坡率运行，若同时满足式3、式4，则火电出力维持当前值不变：等效火电出力带宽约束：

aPhmax≤Ph≤Phmax   式3

等效火电出力爬坡率约束：

上式中，Ps为前一日计划水电出力，Pimax为当前下泄情况下的水电最大出力，Ph为等效火电出力，Phmax为省网等效火电装机容量，α为火电可压缩比例，0＜α＜1， 为等效火电前一时段的出力， 为等效火电当前时段的出力，URh与DRh分别为时段间出力向上、向下变动限制值；

二：当梯级水电站所处的调度期为蓄水期或枯水期时，判断当前火电是否具有增发能力，若是，则计算当前火电出力增值 后将其与ΔP比较，假如 将ΔP与 的差值作为梯级水电站的水电出力增值，假如 则ΔP全部由火电承担，水电出力维持不变；若否，则ΔP全部由水电承担；

三：当梯级水电站所处的调度期为消落期时，判断当前时段水电站出力是否已达到满发出力，若是，则ΔP全部由火电承担，若火电达到出力上限则按出力上限运行；若否，则根据步骤2得到的水电站时段末水位，通过式5确定调度期末水位控制值，设定水电站末水位为调度期末水位控制值，通过“以水定电”计算获得各水电可增出力，累加得到水电出力增值 再将 与ΔP比较，假如 则将ΔP与 的差值作为火电出力增值，若火电达到出力上限则按出力上限运行，假如 火电维持原计划运行，ΔP全部由水电承担：Zend＝max{Z1-Δ,Z}   式5

上式中，Z1、Zend分别为水电站时段末水位与调度期末水位控制值，Z为水库最低水位控制值，Δ为水电站时段允许水位变幅值；

所述实时负荷减小即ΔP＜0时的出力调整是指：先计算出当前火电出力增值 后将其与ΔP比较，若 则将ΔP与 的差值作为梯级水电站的水电出力减小值，否则，火电出力降低ΔP，水电出力维持不变。

3.根据权利要求1或2所述的一种电网水、火电工况自匹配模式调整实时负荷的方法，其特征在于：步骤4中，所述按传统蓄能最大目标进行阶梯各水电站之间的负荷优化分配采用经典差分进化算法，依次包括以下步骤：构建决策变量：随机初始化种群中的所有个体，其中每个个体对应梯级各水电站的当前时段出力；

约束处理：先根据各水电站的初水位和流量，分别按照最大出力、最小出力、最大下泄、最小下泄进行正向运算，得到多个水位特征点，然后将得到的水位特征点与式6、式7、式8求交集，得到各水电站的水位运行上、下限，并将其换算为各水电站的出力上、下限，再在各水电站的出力上、下限范围内随机生成各水电站面临时段的出力：运行水位约束：

Zmin≤Z1≤Zmax   式6

下泄流量约束：

时段水位/流量变幅约束：

上式中，Zmin、Zmax分别为水电站t时段的水位上、下限，Qmin、Qmax分别为水电站t时段的下泄流量上、下限，ΔZ、ΔQ分别为水电站时段允许的最大水位变幅与最大流量变幅，Z0、Q0分别为水电站的初水位与初流量，Q1为水电站下泄流量；

算法寻优：先根据各水电站面临时段的出力进行梯级水电站“以电定水”计算，获得各水电站所对应的水库时段平均出库与时段末水位，再通过式9传统梯级水电站蓄能最大目标计算梯级水电站总蓄能；

上式中，E为当前时段末梯级水电站总蓄能， 为第i个水电站在当前时段的上游平均水位， 为第i个水电站在当前时段下游平均水位， 为第i个水电站在当前时段的入库流量， 为第i个水电站在当前时段的出库流量，M为水电站的个数。

4.根据权利要求3所述的一种电网水、火电工况自匹配模式调整实时负荷的方法，其特征在于：所述算法寻优步骤通过经典差分进化算法变异、交叉、选择机制实现个体的更新，并采用约束处理步骤进行约束处理，记录种群最优解，当该算法已经收敛到最优值或达到设置的最大迭代次数时获得优化结果。

说明书

一种电网水、火电工况自匹配模式调整实时负荷的方法

技术领域

[0001] 本发明属于水电能源优化和电力系统优化调度领域，具体涉及一种针对梯级水电站不同调度时期电网负荷发生变化时的电网水、火电工况自匹配模式调整实时负荷的方法。

背景技术

[0002] 作为电力系统中重要的调峰调频电源，梯级水电站需及时、准确的调整自身出力以满足电网负荷瞬时变化的要求，维持系统安全、稳定运行。然而，当负荷发生变化时，网调调度员一般根据自身经验对水电站出力进行实时调整，由于其对各水电站入库情况和梯级间水力联系了解不充分，做出的出力调整计划往往不利于水电站经济调度。此外，对于水电比重较大的电网，现行负荷实时控制多依靠水电站承担负荷调节任务，调度过程中往往忽略了梯级水电站在各调度时期(汛期、蓄水期、枯水期、消落期)不同的控制方式及来水情况，且未从水火电联合调整的角度考虑(水电大发时应降低火电出力以减少弃水，水电欠发时应增大火电出力用于顶峰)，极易导致枯水期电网负荷增加时水电站低水位运行，而丰水期负荷减少时水电站大量弃水的问题。为此，在电网负荷变化情形下，传统经验调控方法难以满足梯级水电站不同时期工况要求，同时未能兼顾电网的稳定经济运行要求。

发明内容

[0003] 本发明的目的是克服现有技术存在的调度方法难以满足梯级水电站不同时期的工况要求的问题，提供一种既能满足梯级水电站不同时期的工况要求，又能兼顾电网稳定性与经济性的电网水、火电工况自匹配模式调整实时负荷的方法。

[0004] 为实现以上目的，本发明的技术方案如下：

[0005] 一种电网水、火电工况自匹配模式调整实时负荷的方法，该方法依次包括以下步骤：

[0006] 步骤1：计算电网的实时下达负荷与前一日计划负荷的差值ΔP，若ΔP在梯级水电站出力调节死区以外，则转入步骤2，否则转入步骤4；

[0007] 步骤2：根据梯级水电站当前所处的调度期确定水、火电负荷调整原则，并根据梯级水电站的短期径流预报成果及电网前一日下达的发电计划，从上游至下游依次进行梯级各水电站面临时段的“以电定水”计算，以获得各水电站时段末水位及流量；

[0008] 步骤3：以中期调度制定的水位运行控制范围以及火电出力带宽限制为约束，依据确定的水、火电负荷调整原则、ΔP的大小及各水电站时段末水位进行水、火电出力实时调整，并制定水、火电出力计划；

[0009] 步骤4：根据制定的水、火电出力计划，以运行水位、下泄流量、时段水位/流量变幅为约束，按传统蓄能最大目标进行梯级各水电站之间的负荷优化分配；

[0010] 步骤5：获得电网水、火电实时负荷调整结果。

[0011] 步骤2中，所述水、火电负荷调整原则是指：

[0012] 若梯级水电站所处的调度期为汛期或消落期，当电网实时负荷增加即ΔP＞0时，在火电出力可压缩范围内优先增大水电出力；当电网负荷减小即ΔP＜0时，优先减小火电出力；

[0013] 若梯级水电站所处的调度期为蓄水期或枯水期，当电网负荷增加即ΔP＞0时，优先增大火电出力；当电网负荷减小即ΔP＜0时，优先减小火电出力。

[0014] 步骤3中，所述依据确定的水、火电负荷调整原则、ΔP的大小及各水电站时段末水位进行水、火电出力实时调整，并制定水、火电出力计划包括实时负荷增加即ΔP＞0时的出力调整、实时负荷减小即ΔP＜0时的出力调整；

[0015] 所述实时负荷增加即ΔP＞0时的出力调整是指：

[0016] 一：当梯级水电站所处的调度期为汛期时，判断各水电站在当前下泄情况下是否均达到应有最大出力，若是，则水电维持原有出力，ΔP全部由火电承担；若否，则增大未满足要求的水电站的出力，并根据式1计算出水电出力增值 根据式2计算出火电出力增值再判断火电是否满足式3、式4的约束，若不满足式3，则火电出力按其出力限值运行，若不满足式4，则火电按其最大爬坡率运行，若同时满足式3、式4，则火电出力维持当前值不变：

[0017]    式1

[0018]    式2

[0019] 等效火电出力带宽约束：

[0020] aPhmax≤Ph≤Phmax   式3等效火电出力爬坡率约束：

[0021]    式4

[0022] 上式中，Ps为前一日计划水电出力，Psmax为当前下泄情况下的水电最大出力，Ph为等效火电出力，Phmax为省网等效火电装机容量，α为火电可压缩比例，0＜α＜1， 为等效火电前一时段的出力，URh与DRh分别为时段间出力向上、向下变动限制值；

[0023] 二：当梯级水电站所处的调度期为蓄水期或枯水期时，判断当前火电是否具有增发能力，若是，则计算火电当前可提高出力 后将其与ΔP比较，假如 将ΔP与的差值作为梯级水电站的水电出力增值，假如 则ΔP全部由火电承担，水电出力维持不变；若否，则ΔP全部由水电承担；

[0024] 三：当梯级水电站所处的调度期为消落期时，判断当前时段水电站出力是否已达到满发出力，若是，则ΔP全部由火电承担，若火电达到出力上限则按出力上限运行；若否，则根据步骤2得到的末水位，通过式5确定调度期末水位控制值，定水位“以水定电”计算获得各水电可增出力，累加得到梯级可增出力 再将 与ΔP比较，假如 则将ΔP与 的差值作为火电出力增值，若火电达到出力上限则按出力上限运行，假如火电维持原计划运行，ΔP全部由水电承担：

[0025] 中期调度末水位控制范围约束：

[0026] Zend＝max{Z1-Δ,Z}   式5

[0027] 上式中，Z1、Zend分别为水电站末水位与调度期末水位控制值，Z为水库最低水位控制值，Δ为水电站时段允许水位变幅值；

[0028] 所述实时负荷减小即ΔP＜0时的出力调整是指：先计算出火电当前可压缩出力后将其与ΔP比较，若 则将ΔP与 的差值作为梯级水电站的水电出力减小值，否则，火电出力降低ΔP，水电出力维持不变。

[0029] 步骤4中，所述按传统蓄能最大目标进行阶梯各水电站之间的负荷优化分配采用经典差分进化算法，依次包括以下步骤：

[0030] 构建决策变量：随机初始化种群中的所有个体，其中每个个体对应梯级各水电站的当前时段出力；

[0031] 约束处理：先根据各水电站的初水位和流量，分别按照最大出力、最小出力、最大下泄、最小下泄进行正向运算，得到多个水位特征点，然后将得到的水位特征点与式6、式7、式8求交集，得到各水电站的水位运行上、下限，并将其换算为各水电站的出力上、下限，再在该出力限值范围内随机生成各水电站面临时段的出力：

[0032] 运行水位约束：

[0033] Zmin≤Z1≤Zmax   式6

[0034] 下泄流量约束：

[0035]    式7

[0036] 时段水位/流量变幅约束：

[0037]    式8

[0038] 上式中，Zmin、Zmax分别为水电站t时段的水位上、下限，Qmin、Qmax分别为水电站t时段的下泄流量上、下限，ΔZ、ΔQ分别为水电站时段允许的最大水位变幅与最大流量变幅，Z0、Q0分别为水电站的初水位与初流量；

[0039] 算法寻优：先根据各水电站面临时段的出力进行梯级水电站“以电定水”计算，获得各水电站所对应的水库时段平均出库与时段末水位，再通过式9传统梯级水电站蓄能最大目标计算梯级水电站总蓄能；

[0040]    式9

[0041] 上式中，E为当前时段末梯级水电站总蓄能， 为第i个水电站在当前时段的上游平均水位， 为第i个水电站在当前时段下游平均水位， 为第i个水电站在当前时段的入库流量， 为第i个水电站在当前时段的出库流量，M为水电站的个数。

[0042] 所述算法寻优步骤通过经典差分进化算法变异、交叉、选择机制实现个体的更新，并采用约束处理步骤进行约束处理，记录种群最优解，当该算法已经收敛到最优值或达到设置的最大迭代次数时获得优化结果。

[0043] 与现有技术相比，本发明的有益效果为：

[0044] 1、本发明一种电网水、火电工况自匹配模式调整实时负荷的方法依次包括根据梯级水电站当前所处的调度期确定水、火电负荷调整原则、以中期调度制定的水位运行控制范围以及火电出力带宽限制为约束，依据确定的水、火电负荷调整原则、ΔP的大小及各水电站时段末水位进行水火电出力实时调整，并制定水、火电出力计划，即根据梯级水电站不同调度时期的控制方式及来水情况提取水火电实时调整原则，匹配对应的负荷实时调整策略，该方法通过水、火电联合调度降低了因电网负荷瞬时变化带来的梯级水电站运行水位破坏或弃水的风险，能够满足梯级水电站不同时期的工况要求。因此，本发明可满足梯级水电站不同时期的工况要求。

[0045] 2、本发明一种电网水、火电工况自匹配模式调整实时负荷的方法包括根据制定的水、火电出力计划，以运行水位、下泄流量、时段水位/流量变幅为约束，按传统蓄能最大目标进行梯级各水电站之间的负荷优化分配的步骤，该步骤能够充分考虑梯级水电站的蓄能效应，在满足各类水、电力约束的前提下实现梯级水电站间负荷的合理分配，有效避免了因调度员自身经验局限造成不必要的水能损失，兼顾了电网的稳定性与经济性。因此，本发明兼顾了电网的稳定性与经济性。

附图说明

[0046] 图1为本发明的总体流程图。

[0047] 图2为国网下达计划与实际负荷曲线。

[0048] 图3为南网下达计划与实际负荷曲线。

[0049] 图4为溪洛渡电站计划出力、实际出力与优化出力比较图。

[0050] 图5为向家坝电站计划出力、实际出力与优化出力比较图。

[0051] 图6为溪洛渡-向家坝梯级水电站优化水位过程图。

具体实施方式

[0052] 下面结合具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

[0053] 一种电网水、火电工况自匹配模式调整实时负荷的方法，该方法依次包括以下步骤：

[0054] 步骤1：计算电网的实时下达负荷与前一日计划负荷的差值ΔP，若ΔP在梯级水电站出力调节死区以外，则转入步骤2，否则转入步骤4；

[0055] 步骤2：根据梯级水电站当前所处的调度期确定水、火电负荷调整原则，并根据梯级水电站的短期径流预报成果及电网前一日下达的发电计划，从上游至下游依次进行梯级各水电站面临时段的“以电定水”计算，以获得各水电站时段末水位及流量；

[0056] 步骤3以中期调度制定的水位运行控制范围以及火电出力带宽限制为约束，依据确定的水、火电负荷调整原则、ΔP的大小及各水电站时段末水位进行水、火电出力实时调整，并制定水、火电出力计划；

[0057] 步骤4：根据制定的水、火电出力计划，以运行水位、下泄流量、时段水位/流量变幅为约束，按传统蓄能最大目标进行梯级各水电站之间的负荷优化分配；

[0058] 步骤5：获得电网水、火电实时负荷调整结果。

[0059] 步骤2中，所述水、火电负荷调整原则是指：

[0060] 若梯级水电站所处的调度期为汛期或消落期，当电网实时负荷增加即ΔP＞0时，在火电出力可压缩范围内优先增大水电出力；当电网负荷减小即ΔP＜0时，优先减小火电出力；

[0061] 若梯级水电站所处的调度期为蓄水期或枯水期，当电网负荷增加即ΔP＞0时，优先增大火电出力；当电网负荷减小即ΔP＜0时，优先减小火电出力。

[0062] 步骤3中，所述依据确定的水、火电负荷调整原则、ΔP的大小及各水电站时段末水位进行水、火电出力实时调整，并制定水、火电出力计划包括实时负荷增加即ΔP＞0时的出力调整、实时负荷减小即ΔP＜0时的出力调整；

[0063] 所述实时负荷增加即ΔP＞0时的出力调整是指：

[0064] 一：当梯级水电站所处的调度期为汛期时，判断各水电站在当前下泄情况下是否均达到应有最大出力，若是，则水电维持原有出力，ΔP全部由火电承担；若否，则增大未满足要求的水电站的出力，并根据式1计算出水电出力增值 根据式2计算出火电出力增值再判断火电是否满足式3、式4的约束，若不满足式3，则火电出力按其出力限值运行，若不满足式4，则火电按其最大爬坡率运行，若同时满足式3、式4，则火电出力维持当前值不变：

[0065]    式1

[0066]    式2

[0067] 等效火电出力带宽约束：

[0068] aPhmax≤Ph≤Phmax   式3

[0069] 等效火电出力爬坡率约束：

[0070]    式4

[0071] 上式中，Ps为前一日计划水电出力，Psmax为当前下泄情况下的水电最大出力，Ph为等效火电出力，Phmax为省网等效火电装机容量，α为火电可压缩比例，0＜α＜1， 为等效火电前一时段的出力，URh与DRh分别为时段间出力向上、向下变动限制值；

[0072] 二：当梯级水电站所处的调度期为蓄水期或枯水期时，判断当前火电是否具有增发能力，若是，则计算火电当前可提高出力 后将其与ΔP比较，假如 将ΔP与的差值作为梯级水电站的水电出力增值，假如 则ΔP全部由火电承担，水电出力维持不变；若否，则ΔP全部由水电承担；

[0073] 三：当梯级水电站所处的调度期为消落期时，判断当前时段水电站出力是否已达到满发出力，若是，则ΔP全部由火电承担，若火电达到出力上限则按出力上限运行；若否，则根据步骤2得到的末水位，通过式5确定调度期末水位控制值，定水位“以水定电”计算获得各水电可增出力，累加得到梯级可增出力 再将 与ΔP比较，假如 则将ΔP与 的差值作为火电出力增值，若火电达到出力上限则按出力上限运行，假如火电维持原计划运行，ΔP全部由水电承担：

[0074] 中期调度末水位控制范围约束：

[0075] Zend＝max{Z1-Δ,Z}   式5

[0076] 上式中，Z1、Zend分别为水电站末水位与调度期末水位控制值，Z为水库最低水位控制值，Δ为水电站时段允许水位变幅值；

[0077] 所述实时负荷减小即ΔP＜0时的出力调整是指：先计算出火电当前可压缩出力后将其与ΔP比较，若 则将ΔP与 的差值作为梯级水电站的水电出力减小值，否则，火电出力降低ΔP，水电出力维持不变。

[0078] 步骤4中，所述按传统蓄能最大目标进行阶梯各水电站之间的负荷优化分配采用经典差分进化算法，依次包括以下步骤：

[0079] 构建决策变量：随机初始化种群中的所有个体，其中每个个体对应梯级各水电站的当前时段出力；

[0080] 约束处理：先根据各水电站的初水位和流量，分别按照最大出力、最小出力、最大下泄、最小下泄进行正向运算，得到多个水位特征点，然后将得到的水位特征点与式6、式7、式8求交集，得到各水电站的水位运行上、下限，并将其换算为各水电站的出力上、下限，再在该出力限值范围内随机生成各水电站面临时段的出力：

[0081] 运行水位约束：

[0082] Zmin≤Z1≤Zmax   式6

[0083] 下泄流量约束：

[0084]    式7

[0085] 时段水位/流量变幅约束：

[0086]    式8

[0087] 上式中，Zmin、Zmax分别为水电站t时段的水位上、下限，Qmin、Qmax分别为水电站t时段的下泄流量上、下限，ΔZ、ΔQ分别为水电站时段允许的最大水位变幅与最大流量变幅，Z0、Q0分别为水电站的初水位与初流量；

[0088] 算法寻优：先根据各水电站面临时段的出力进行梯级水电站“以电定水”计算，获得各水电站所对应的水库时段平均出库与时段末水位，再通过式9传统梯级水电站蓄能最大目标计算梯级水电站总蓄能；

[0089]    式9

[0090] 上式中，E为当前时段末梯级水电站总蓄能， 为第i个水电站在当前时段的上游平均水位， 为第i个水电站在当前时段下游平均水位， 为第i个水电站在当前时段的入库流量， 为第i个水电站在当前时段的出库流量，M为水电站的个数。

[0091] 所述算法寻优步骤通过经典差分进化算法变异、交叉、选择机制实现个体的更新，并采用约束处理步骤进行约束处理，记录种群最优解，当该算法已经收敛到最优值或达到设置的最大迭代次数时获得优化结果。

[0092] 本发明的原理说明如下：

[0093] 本发明提出的电网水、火电工况自匹配模式调整实时负荷的方法主要包括电网水、火电出力实时调整以及水电站之间的负荷优化分配，前者以最大限度吸纳水电出力为准则，给出不同调度时期(汛期、蓄水期、枯水期、消落期)水、火电负荷分配策略，制定水火电实时调整计划；后者使用经典差分进化算法进行给定发电计划下的梯级水电站最优负荷分配计算，在满足各类复杂约束的前提下，制定水电站间最优负荷分配方案，实现了给定水电发电计划情况下的梯级水电站的实时经济调度。

[0094] 水、火电负荷调整原则：

[0095] 汛期：因来水较丰，应最大限度吸收水电出力以减少水电弃水，因此，采用当电网实时负荷增加时在火电出力可压缩范围内优先增大水电出力、当电网负荷减小时优先减小火电出力的原则；

[0096] 蓄水期：需首先保证水电站蓄水要求，在中期调度制定的水位运行控制范围内进行水电出力调整操作，因此，采用当电网负荷增加时优先增大火电出力、当电网负荷减小时优先减小火电出力的原则；

[0097] 枯水期：在满足基本供水要求基础上，水电站尽量维持在高水位运行。当电网负荷增加时，优先增大火电出力，以降低水位破坏风险，火电出力不足时才增加水电出力用于顶峰；当电网负荷减小时，优先减小火电出力；

[0098] 消落期：需首先保证水电站水位消落要求，在中期调度制定的水位运行控制范围内进行水电出力调整操作，因此，采用当电网负荷增加时，在火电出力可压缩范围内，优先增大水电出力，当电网负荷减小时，优先减小火电出力的原则。

[0099] 约束处理：对于随机初始化和位置更新后所产生的个体，水电站时段出力、水位或者流量可能不满足式6–8的约束条件，本发明使用一种计算决策变量可行搜索空间的方法，即先根据水电站的初水位和流量，分别按照最大出力、最小出力、最大下泄、最小下泄进行正向运算，得到多个水位特征点，再将水位特征点与式6–8求交集，得到水电站水位运行上、下限，并将其换算为水电站出力上下限，最后在出力可行搜索空间内随机生成水电站面临时段出力，采用该方法生成的解既保证了其可行性，又能很好地实现后期进化。

[0100] 算法寻优：为体现梯级联合调度的经济性，本步骤根据传统梯级水电站蓄能最大目标计算梯级水电站总蓄能。

[0101] 实施例1：

[0102] 一种电网水、火电工况自匹配模式调整实时负荷的方法，该方法以金沙江下游溪洛渡-向家坝梯级水电站为研究对象(溪洛渡-向家坝梯级电量主要通过高压直流输电线路进行外送消纳，但枯期仍会存留一定电量供给四川电网；一般情况下，梯级通过高压直流线路输送的电力比较稳定，故溪洛渡-向家坝梯级日负荷波动主要来自四川电网)，依次按照以下步骤进行：

[0103] 步骤1：计算电网的实时下达负荷与前一日计划负荷的差值ΔP在梯级水电站出力调节死区以外，转入步骤2；

[0104] 步骤2：根据梯级水电站当前所处的调度期为消落期确定水、火电负荷调整原则为：当电网实时负荷增加即ΔP＞0时，在火电出力可压缩范围内优先增大水电出力，当电网负荷减小即ΔP＜0时，优先减小火电出力，并根据梯级水电站的短期径流预报成果及电网前一日下达的发电计划，从上游至下游依次进行梯级各水电站面临时段的“以电定水”计算，以获得各水电站时段末水位及流量；

[0105] 步骤3：以中期调度制定的水位运行控制范围以及火电出力带宽限制为约束，依据确定的水、火电负荷调整原则、ΔP的大小及各水电站时段末水位进行水、火电出力实时调整，并制定水、火电出力计划，其中，所述依据确定的水、火电负荷调整原则、ΔP的大小及各水电站时段末水位进行水、火电出力实时调整，并制定水、火电出力计划包括实时负荷增加即ΔP＞0时的出力调整、实时负荷减小即ΔP＜0时的出力调整：

[0106] 所述实时负荷增加即ΔP＞0时的出力调整是指：

[0107] 判断当前时段水电站出力是否已达到满发出力，若是，则ΔP全部由火电承担，若火电达到出力上限则按出力上限运行；若否，则根据步骤2得到的末水位，通过式5确定调度期末水位控制值，定水位“以水定电”计算获得各水电可增出力，累加得到梯级可增出力再将 与ΔP比较，假如 则将ΔP与 的差值作为火电出力增值，若火电达到出力上限则按出力上限运行，假如 火电维持原计划运行，ΔP全部由水电承担：

[0108] 中期调度末水位控制范围约束：

[0109] Zend＝max{Z1-Δ,Z}   式5

[0110] 上式中，Z1、Zend分别为水电站末水位与调度期末水位控制值，Z为水库最低水位控制值，Δ为水电站时段允许水位变幅值；

[0111] 所述实时负荷减小即ΔP＜0时的出力调整是指：

[0112] 先计算出火电当前可压缩出力 后将其与ΔP比较，若 则将ΔP与的差值作为梯级水电站的水电出力减小值，否则，火电出力降低ΔP，水电出力维持不变；

[0113] 步骤4：根据制定的水、火电出力计划，以运行水位、下泄流量、时段水位/流量变幅为约束，按传统蓄能最大目标进行梯级各水电站之间的负荷优化分配：

[0114] 构建决策变量：随机初始化种群中的所有个体，其中每个个体对应梯级各水电站的当前时段出力；

[0115] 约束处理：先根据各水电站的初水位和流量，分别按照最大出力、最小出力、最大下泄、最小下泄进行正向运算，得到多个水位特征点，然后将得到的水位特征点与式6、式7、式8求交集，得到各水电站的水位运行上、下限，并将其换算为各水电站的出力上、下限，再在该出力限值范围内随机生成各水电站面临时段的出力：

[0116] 运行水位约束：

[0117] Zmin≤Z1≤Zmax   式6

[0118] 下泄流量约束：

[0119]    式7

[0120] 时段水位/流量变幅约束：

[0121]    式8

[0122] 上式中，Zmin、Zmax分别为水电站t时段的水位上、下限，Qmin、Qmax分别为水电站t时段的下泄流量上、下限，ΔZ、ΔQ分别为水电站时段允许的最大水位变幅与最大流量变幅，Z0、Q0分别为水电站的初水位与初流量；

[0123] 算法寻优：先根据各水电站面临时段的出力进行梯级水电站“以电定水”计算，获得各水电站所对应的水库时段平均出库与时段末水位，再通过式9传统梯级水电站蓄能最大目标计算梯级水电站总蓄能，其中，个体的更新通过经典差分进化算法变异、交叉、选择机制实现，采用约束处理步骤进行约束处理，并记录种群最优解，当算法已经收敛到最优值或达到设置的最大迭代次数时获得优化结果；

[0124]    式9

[0125] 上式中，E为当前时段末梯级水电站总蓄能， 为第i个水电站在当前时段的上游平均水位， 为第i个水电站在当前时段下游平均水位， 为第i个水电站在当前时段的入库流量， 为第i个水电站在当前时段的出库流量，M为水电站的个数；

[0126] 溪洛渡电站坝前初始水位为580m，实际来水如表1所示，在负荷优化分配时，维持其坝前水位在0.5米的范围内波动；向家坝坝前初始水位为375米，维持其坝前水位在1米的范围内波动，以15min为单位时长进行梯级水电站负荷滚动修正，南网及国网下达梯级计划及全天实际负荷见图2和图3，并假定当前四川电网火电已运行在最小出力，

[0127] 表1 溪洛渡水库当日各时段入库流量(m3/s)

[0128]

[0129] 由于此时四川电网火电出力已在下限附近运行，火电无减小出力的可能，故全时段均以蓄能最大为目标进行负荷在梯级水电站间的优化分配，由水电站实时跟踪电网下达负荷偏差；

[0130] 步骤5：获得电网水、火电实时负荷调整结果。

[0131] 本实施例的调度结果显示，在整个调度期，溪洛渡水电站总耗水量为3.221亿m3，相应水位下降0.32m，向家坝水电站为3.844亿m3，相应水位下降0.69m，优化结果显示两电站全天均无弃水，且水位在中期调度制定的水位运行控制范围内。由于上游溪洛渡电站水头较高，同样数量的水在上游水库的具有更高的势能，上游的水在梯级两电站均产生效益，节约溪洛渡电站的水必然蓄了更多的能量，故下游向家坝电站水位下降较多，这与计算结果吻合。同时，由于预先为向家坝电站水位设定了1m的波动限制，向家坝水位下降情况在控制范围内，使得下一日经济运行不受破坏。图4和图5为电站时段计划出力、实际出力与优化出力之间对比统计，与实际出力相比，优化出力过程波动性更小，符合电站平稳性出力的要求。因此，本实施例得到的实时负荷调整方案满足水电站实际运行要求，能在满足各类水力电力约束的前提下合理分配梯级水电站间实时负荷，在保证系统安全稳定运行的前提下有效利用了水能。