本發(fā)明涉及電力系統(tǒng)長期發(fā)電調度領域，尤其涉及一種含水氣煤核電的省級電網長期多電源協(xié)調調度方法。

背景技術：

電力系統(tǒng)優(yōu)化調度的目的是在保證電網安全穩(wěn)定的前提下，通過合理安排各類電源的發(fā)電計劃，使電力系統(tǒng)總的運行成本降低，以獲得良好的經濟效益，其本質上屬于復雜約束非線性優(yōu)化問題。隨著電網負荷水平的提高，負荷峰谷差的增大，網內電源成分的復雜化，電力系統(tǒng)調度難度也隨之提高。

電力系統(tǒng)長期調度方法根據(jù)公平性與經濟性的側重不同主要分為“三公”調度和節(jié)能調度兩種，由于長期調度中負荷的不確定性較高，以往的調度方案往往很難取得較好的結果，且因方案編制過程并未兼顧長期電量需求及長期典型日電力需求，長期調度方案與短期調度方案制定過程相互割裂，致使所制定的長期調度方案在滾動執(zhí)行的過程中，短期調度難以適用，很難執(zhí)行下去，必須經過不斷的修正，過多的修正使得長期調度方案難以實現(xiàn)預期效益。

針對上述長期調度方案編制過程中的不足，已有部分學者從典型日負荷需求的角度對單電源長期調度進行過研究，然而尚未有針對整個電力系統(tǒng)調度的相關方法，特別是針對含水、氣、煤、核電四種電源的電力系統(tǒng)。如何協(xié)調好電力系統(tǒng)長短期的負荷需求，研究考慮典型日負荷過程的電力系統(tǒng)長期調度方法，在長期發(fā)電計劃編制過程中緩解電力系統(tǒng)短期調峰壓力已成為電力系統(tǒng)調度中亟待解決的理論與實踐課題。本發(fā)明成果依托國家自然科學基金重大計劃重點支持項目(91547201)和國家自然科學基金面上項目(51579029)，以浙江電網統(tǒng)調水、氣、煤、核等多種電源協(xié)調問題為背景，發(fā)明了具有很強實用性和廣泛推廣價值的省級電網長期多電源協(xié)調調度方法。

技術實現(xiàn)要素：

本發(fā)明要解決的技術問題和提出的技術任務是對現(xiàn)有技術方案進行完善與改進，提供一種含水氣煤核電的省級電網長期多電源協(xié)調調度方法，以達到兼顧電網長期電量需求及典型日的調峰需求，耦合電網長短期負荷約束，從長期的角度緩解了電力系統(tǒng)短期調峰壓力，實現(xiàn)網內電源發(fā)電量的合理配置，以應對日益發(fā)雜的電網負荷需求，并獲得良好的經濟效益的目的。為此，本發(fā)明采取以下技術方案。

1、一種含水氣煤核電的省級電網長期多電源協(xié)調調度方法，其特征在于包括以下步驟：

1)建立省級電網長期多電源協(xié)調調度數(shù)學模型，初始化計算條件，包括水、氣、煤、核四類電站和機組的運行條件及約束、電網月平均負荷過程及各月典型日負荷過程；

2)確定核電機組年度發(fā)電能力，并以此以作為其各月發(fā)電計劃；按各月電量需求及典型日電量需求比例推算核電典型日電量；并以逐次切負荷方法確定核電機組典型日各時段出力；計算此時扣除核電機組月平均出力的電網剩余負荷，扣除核電機組各月典型日出力的電網典型日剩余負荷；

3)建立以水電站群枯水期典型日剩余負荷峰谷差率最大值最小為目標的數(shù)學模型，對網內水電站群進行優(yōu)化調度，并將水電站各月電量分配到典型日，以水電逐次切負荷方法確定典型日水電站各時段出力；根據(jù)所得水電站月平均出力及其各月典型日出力更新此時電網剩余負荷及典型日剩余負荷；

4)根據(jù)氣電機組運行需求設定氣電各月發(fā)電量占剩余未平衡電量的最小比例β；

5)以比例β將電網未平衡電量分配給氣電及煤電機組，計為W_qi和W_mei；

6)將氣電年度總電量W_qi、煤電年度總電量W_mei分配至機組年內各月；

7)確定氣電典型日的開機機組，并將氣電機組月度電量按月電量與典型日電量比例分配給開機機組，采用氣電兩班制切負荷方法平衡典型日剩余負荷，以此確定典型日各時段機組出力，更新月平均剩余負荷及典型日剩余負荷；

8)確定煤電典型日的開機機組，并將各煤電機組月度電量按月總電量與典型日電量比例分配到開機機組，采用煤電切負荷方法平衡典型日剩余負荷，以此確定典型日各時段機組出力，更新月平均剩余負荷及典型日剩余負荷；

9)至此若典型日負荷無法平衡，則增大氣電總電量占比β，令β＝β+Δβ，重置月平均剩余負荷及典型日剩余負荷，重復步驟4)-9)，直至典型日負荷平衡，輸出各機組長期發(fā)電計劃及典型日發(fā)電計劃。

本發(fā)明涉及電力系統(tǒng)發(fā)電調度領域，公開了一種含水氣煤核電的省級電網長期多電源協(xié)調調度方法，其特點是在長期協(xié)調優(yōu)化調度中考慮電網典型日負荷特性，以滿足電網長期電力電量平衡及典型日的負荷平衡需求。其技術方案為：針對含水、氣、煤、核電的省級電網，將復雜的電力系統(tǒng)調度問題按電源類型分解為多個子問題，并針對特定類型電源采用適合的策略和方法求解，同時以月電量平衡及典型日電力電量平衡為關聯(lián)紐帶，耦合前述方法構建多電源長期協(xié)調調度的總體求解框架。在此框架中，水電以典型日負荷峰谷差率最小為目標進行優(yōu)化計算，氣電與火電采用改進的電量分解方法協(xié)調分配長期電量，核電按發(fā)電能力承擔電網基荷，并采用逐次切負荷按調節(jié)能力依次確定水、氣、煤、核各電源典型日負荷過程，通過逐步提高氣電最小電量比例，迭代實現(xiàn)典型日負荷平衡。本發(fā)明可耦合省級電網長短期負荷約束，制定兼顧電網短期調峰需求的長期調度方案。

作為對上述技術方案的進一步完善和補充，本發(fā)明還包括以下附加技術特征。

進一步的，在步驟2)中，核電按年度發(fā)電能力分配電量，計算公式為：

W_heⁿ＝N_he×(t_n-t′_n)

因核電機組調峰能力較差，主要承擔典型日的基荷，故其典型日負荷確定公式為：

式中n為月份編號，W_heⁿ為核電機組第n月計劃電量，N_he為核電機組裝機，t_n為第n月的總時間，t′_n為第n月核電機組的檢修時間；為第n月典型日第t_d時段核電機組出力；

至此可求出電網月平均負荷扣除核電月平均出力的剩余負荷，電網各月典型日負荷扣除核電各月典型日出力的典型日剩余負荷。

進一步的，在步驟3)中，建立了以水電站群枯水期典型日負荷峰谷差率最大值最小為目標的數(shù)學模型，其目標函數(shù)如下：

水電站群的約束包括：

(1)水量平衡：

V_m,t+1＝V_m,t+(Q_m,t-q_m,t-qd_m,t)Δ_t

(2)水位控制需求：

Z_m,T＝Z′_m

(3)發(fā)電流量上限：

(4)出庫流量約束：

(5)庫水位約束：

(6)電站出力限制：

式中：t表示長期調度的時段，T表示整個調度周期，T₂表示水電以調度周期內的枯期月份集合，Cday表示電網典型日負荷，pday^max表示水電系統(tǒng)典型日最大出力，pday^min表示水電系統(tǒng)典型日最小出力；m表示電站編號，t表示調度時段編號；V_m,t表示電站m在時段t的庫容；Q_m,t表示電站m在時段t的入庫流量，q_m,t表示電站m在時段t的發(fā)電流量；qd_m,t表示電站m在時段t的棄水流量；Δt表示t時段小時數(shù)；Z_m,T表示電站m在調度周期末的水位；表示電站m在時段t的發(fā)電流量上限；S_m,t表示電站m在時段t的出庫流量，和分比表示電站m在時段t的出庫流量上下限；Z_m,t表示電站m在時段t的出庫水位，和分比表示電站m在時段t的庫水位上下限；P_m,t表示電站m在時段t的出力，和分比表示電站m在時段t的出力的上下限。

進一步的，在對水電站群枯水期典型日剩余負荷峰谷差率最大值最小為目標的數(shù)學模型進行求解時，采用逐步優(yōu)化和離散微分動態(tài)規(guī)劃算法，通過逐步優(yōu)化算法將多階段決策問題按時段分解為多個兩階段子問題，每個子問題的求解中引入離散微分動態(tài)規(guī)劃算法；計算前先確定水庫群優(yōu)化調度的計算周期，并將周期按時段尺度離散成t個時段，每兩個相鄰時段對應一個子問題；以t和t+1時段的子問題求解過程為例：將具有中長期調節(jié)性能的電站按照河流分組計算，固定第一組電站t時段的初水位和t+1時段的末水位以t時段的出庫流量為決策變量，以水量平衡方程為狀態(tài)轉移方程，根據(jù)設定的步長ε，在第n組內各電站上下各獲取一組出庫流量離散點，得到3個出庫流量數(shù)值記為所有的組合具有3^Mn個狀態(tài)；依次在b＝1，…，3^Mn時按照上下游順序進行計算：對分組內的電站計算其離散狀態(tài)編號及t時段出庫流量，t時段定流量調節(jié)，t+1時段定水位調節(jié)計算；對分組外入庫流量變化的電站進行t和t+1時段定水位調節(jié)；以逐次切負荷方法更新t和t+1時段的典型日負荷分配方式，得到目標函數(shù)與懲罰函數(shù)值之差；在全部狀態(tài)計算完畢后，獲得最優(yōu)組合位置及分組內電站t時段出庫流量，按同樣的方法進行調節(jié)計算，完成一次尋優(yōu)；而后進行下一組電站尋優(yōu)直至所有組均完成優(yōu)化，反復迭代直至子問題收斂，至此一個子問題求解結束；按時間順序求解下一子問題，直至所有子問題求解結束，反復迭代直至目標函數(shù)收斂。

進一步的，在以水電逐次切負荷方法確定典型日水電站各時段出力時，包括以下步驟：

301)將水電站按照裝機容量從大至小排序；

302)各電站依次參與平衡，計算面臨時刻典型日剩余負荷的最大值，并以此值減去該電站的最大可用容量為其初始工作位置；

303)如果該電站的日電量大于給定值則抬高工作位置，反之則降低工作位置，將工作位置和工作位置加最大可用容量之間的負荷分配給該機組；

304)不斷重復步驟303)，步長取該電站分配到的平均出力與給定的平均出力之差，直至電站分配到的平均出力與給定平均出力相等或電站的工作位置達到最低位置。

進一步的，在步驟5)中，電網未平衡電量分配給氣電及煤電機組的步驟包括：

501)確定氣電所有機組及煤電所有機組各自的年度總電量；

502)將兩類機組年度總電量分解到各機組各月，計算機組各月合同電量；

503)將各機組各月電量分解到典型日；

504)若典型日負荷無法平衡則重新分配氣電所有機組及煤電所有機組各自的年度總電量，并重復502)-504)步驟。

進一步的，在步驟6)中，煤電年度總電量W_mei分配至機組年內各月的步驟包括：

601)根據(jù)年度電量平衡方程，考慮容量級差，年度考核獎勵及脫硫脫硝獎勵計算電網年度煤電機組平均利用小時數(shù)X；

由平均發(fā)電利用小時數(shù)X推算各機組年度合同電量

W_m＝(X+T_R+T_m+T_n)×P_m m＝1,2,3,…M

式中m表示機組編號，M表示機組總臺數(shù)，X表示全網平均發(fā)電利用小時數(shù)，T_m表示第m臺機組年度考核獎勵發(fā)電利用小時數(shù)，T_R表示第m臺機組容量級差獎勵發(fā)電利用小時數(shù)，P_m表示對應機組的發(fā)電容量；n表示脫硫脫硝機組編號，N表示脫硫脫硝機組總臺數(shù)，T_n第n臺機組脫硫脫硝考核獎勵發(fā)電利用小時數(shù)，P_n表示對應機組的發(fā)電容量；W_mei表示煤電左右機組總電量，W_m表示第m臺機組年度合同電量；

602)不考慮檢修約束，按月負荷比例將各機組年度電量分解到月，電量分配公式如下：

式中m表示機組編號，t表示月份編號，W_mt′表示第m臺機組t月發(fā)電量，W_m表示第m臺機組年度總電量，Q_t表示t月電網電量需求，Q表示全年電網電量總需求；

603)考慮檢修及年度電量平衡約束，將機組檢修月份電量按各月發(fā)電能力比例分配給該機組其他月份，修正機組各月電量，此時負荷平衡約束被破壞；分配公式如下：

式中C_t表示檢修后t月所有機組總不平衡電量，C_m,t表示第m臺機組t月不平衡電量，W_mt¹表示修正后第m臺機組t月發(fā)電量；

604)考慮月度負荷平衡約束，進行機組維度上電量重新分配，進行第二次電量修正，分配后月度電量平衡約束得到滿足，機組年度合同電量約束將不再滿足；令t₀＝1，對一月份電量先進行修正，修正公式如下：

可知當月的偏差電量為：

式中t₀表示電量修正月份編號，表示t₀月所有機組總發(fā)電量，表示二次修正前第m臺機組t₀月發(fā)電量，W_m,t0²表示二次修正后第m臺機組t₀月發(fā)電量；表示二次修正后第m臺機組t₀月合同不平衡電量；

605)在時間維度上對電量進行第三次修正；保證t₀月之前的電量不變，將t₀月的偏差電量分配給t₀后的月份；分配公式如下：

式中W_m,t³表示三次修正后第m臺機組t月發(fā)電量，t＞t₀；

606)令t₀＝t₀+1，重復第3、4步，對之后時段依次進行修正，一直修正到11月；第12月的修正方法略有差別，將其偏差電量重新分配給1-11月；

607)重復步驟603)-605)，直到滿足精度為止。

進一步的，在步驟7)確定氣電典型日的開機機組時，需先需先進行氣電開停機優(yōu)化，其以機組最小負荷率作為開停機評價指標，包括以下步驟：

701)按照月平均負荷與典型日平均負荷的比例，將氣電各機組電量分配至典型日，確定氣電機組各月典型日電量；

702)將氣電機組按照歸屬電站分為N組，各組內機組按照裝機容量從小到大排序；

703)設置氣電開機機組最小負荷率約束λ；

704)令n＝1，i＝1，并將所有機組設為開機；

705)計算n組電站開機機組負荷率λ′，若λ′＞λ且n+1＜N，則令n＝n+1，則令i＝1，并重復步驟705)；若λ′＞λ且n+1＝N，則計算完成退出；若λ′＜λ，則令i＝i+1，轉步驟706)；

706)對第n組電站內機組進行遍歷，關停其第i臺氣電機組，并將被關停機組的典型日電量按照裝機容量比例分給電站內其他開機機組，轉步驟705)。

進一步的，在步驟8)確定煤電典型日的開機機組時，以開機機組容量作為評價指標，包括以下步驟：

801)按照月平均負荷及典型日平均負荷比例，將煤電各機組電量分配至典型日，確定煤電機組各月典型日電量；

802)將煤電機組按照歸屬電站分為N組，各組內機組按照裝機容量從小到大排序；

803)令n＝1，i＝1，并將所有機組設為開機；

804)計算所有開機機組容量和α，典型日最大負荷以p_max表示，備用容量為p′，p_zong＝p′+p_max，若α＜p_zong，則設置第n個電站第i臺機組開機，計算結束；若α＞p_zong，則轉步驟805)；

805)第n個電站的機組總數(shù)為I，若i＜I，則關停第n個電站第i臺機組，令n＝n+1；若i＝I，則令n＝n+1；

806)若n＜N，則轉步驟804)；若n＝N，則令n＝1，i＝i+1，轉步驟804)。

有益效果：本技術方案可實現(xiàn)將復雜的電力系統(tǒng)調度問題按電源類型分解為多個子問題，并針對特定類型電源采用適合的策略和方法求解，同時以月電量平衡及典型日電力電量平衡為關聯(lián)紐帶，耦合前述方法構建多電源長期協(xié)調調度的總體求解框架。在此框架中，水電以典型日負荷峰谷差率最小為目標進行優(yōu)化計算，氣電與煤電采用改進的電量分解方法協(xié)調分配長期電量，核電按發(fā)電能力承擔電網基荷，并采用逐次切負荷按調節(jié)能力依次確定水、氣、煤、核各電源典型日負荷過程，通過逐步提高氣電最小電量比例，迭代實現(xiàn)典型日負荷平衡。對比現(xiàn)有技術，本發(fā)明耦合了省級電網長短期負荷約束，可用于制定兼顧電網短期調峰需求的電網長期調度方案。

附圖說明

圖1是本發(fā)明方法總體求解流程圖；

圖2是水電站群求解流程圖；

圖3是仿真算例各類電源電量平衡結果圖；

圖4是仿真算例各類電源典型日負荷平衡結果圖。

具體實施方式

以下結合說明書附圖對本發(fā)明的技術方案做進一步的詳細說明。

本發(fā)明涉及一種含水氣煤核電的省級電網長期多電源協(xié)調調度方法，下面結合附圖和實例對本發(fā)明作進一步的描述。

電力系統(tǒng)長期調度計劃在工程實際中即為編制電網年度發(fā)電計劃，其編制過程受電網負荷特性，電源裝機情況、水電站水情、機組檢修等諸多因素影響，主要包括三個層面的問題：一是將電網年總電量分解到各個機組，二是將各機組年電量分解到各月，三是將各機組月電量分解到典型日。此外，若典型日電力無法平衡則需重新調整年度電量分配。

含水、氣、煤、核電的省級電網長期多電源協(xié)調調度問題是非常復雜的電力系統(tǒng)優(yōu)化調度問題，構建這些電源統(tǒng)一的求解方法通常會面臨較大困難。為此，參考常用的水火電協(xié)調求解思路，將原問題分解為多個子問題進行求解，并針對特定類型的電源，在經典優(yōu)化算法基礎上，尋找適合的更為高效實用的改進策略和求解方法，同時考慮月電量平衡及典型日電力電量平衡為關聯(lián)紐帶，耦合前述方法形成多電源長期協(xié)調調度的總體求解框架，求解流程圖如圖1所示。各類電源長期發(fā)電計劃安排順序依次為核電、水電、氣電、煤電。核電與水電的屬于清潔能源，電網應盡量消納兩種電源的電量，氣電與煤電在“三公”約束制約下，其長期發(fā)電計劃需重點考慮平衡長期剩余負荷及長期典型日的剩余負荷。

核電長期發(fā)電計劃編制方法：

核電按年度發(fā)電能力分配電量，計算公式為：

W_heⁿ＝N_he×(t_n-t′_n) (1)

因核電機組調峰能力較差，主要承擔典型日的基荷，故其典型日負荷確定公式為：

式中n為月份編號，為核電機組第n月計劃電量，N_he為核電機組裝機，t_n為第n月的總時間，t′_n為第n月核電機組的檢修時間；為第n月典型日第t_d時段核電機組出力。

至此可求出電網月平均負荷扣除核電月平均出力的剩余負荷，電網各月典型日負荷扣除核電各月典型日出力的典型日剩余負荷。

水電站群長期發(fā)電計劃編制方法：

水電是良好的調峰電源，故本發(fā)明方法在編制水電站群長期發(fā)電計劃過程中兼顧了電網長期電量及典型日電力需求，建立了以水電站群枯水期典型日負荷峰谷差率最大值最小為目標的數(shù)學模型：目標函數(shù)如下：

水電站群的約束包括：

(1)水量平衡：

V_m,t+1＝V_m,t+(Q_m,t-q_m,t-qd_m,t)Δ_t (4)

(2)水位控制需求：

Z_m,T＝Z′_m (5)

(3)發(fā)電流量上限：

(4)出庫流量約束：

(5)庫水位約束：

(6)電站出力限制：

式中：t表示長期調度的時段，T表示整個調度周期，T₂表示水電以調度周期內的枯期月份集合，Cday表示電網典型日負荷，pday^max表示水電系統(tǒng)典型日最大出力，pday^min表示水電系統(tǒng)典型日最小出力。m表示電站編號，t表示調度時段編號；V_m,t表示電站m在時段t的庫容；Q_m,t表示電站m在時段t的入庫流量，q_m,t表示電站m在時段t的發(fā)電流量；qd_m,t表示電站m在時段t的棄水流量；Δt表示t時段小時數(shù)；Z_m,T表示電站m在調度周期末的水位；表示電站m在時段t的發(fā)電流量上限；S_m,t表示電站m在時段t的出庫流量，和分比表示電站m在時段t的出庫流量上下限；Z_m,t表示電站m在時段t的出庫水位，和分比表示電站m在時段t的庫水位上下限；P_m,t表示電站m在時段t的出力，和分比表示電站m在時段t的出力的上下限。

其求解方法采用逐步優(yōu)化和離散微分動態(tài)規(guī)劃算法，通過逐步優(yōu)化算法將多階段決策問題按時段分解為多個兩階段子問題，每個子問題的求解中引入離散微分動態(tài)規(guī)劃算法。計算前先確定水庫群優(yōu)化調度的計算周期，并將周期按時段尺度離散成t個時段，每兩個相鄰時段對應一個子問題。以t和t+1時段的子問題求解過程為例：將具有中長期調節(jié)性能的電站按照河流分組計算，固定第一組電站t時段的初水位和t+1時段的末水位以t時段的出庫流量為決策變量，以水量平衡方程為狀態(tài)轉移方程，根據(jù)設定的步長ε，在第n組內各電站上下各獲取一組出庫流量離散點，得到3個出庫流量數(shù)值記為所有的組合具有3^Mn個狀態(tài)。依次在b＝1，…，3^Mn時按照上下游順序進行計算：對分組內的電站計算其離散狀態(tài)編號及t時段出庫流量，t時段定流量調節(jié)，t+1時段定水位調節(jié)計算；對分組外入庫流量變化的電站進行t和t+1時段定水位調節(jié)。以逐次切負荷方法更新t和t+1時段的典型日負荷分配方式，得到目標函數(shù)與懲罰函數(shù)值之差。在全部狀態(tài)計算完畢后，獲得最優(yōu)組合位置及分組內電站t時段出庫流量，按同樣的方法進行調節(jié)計算，完成一次尋優(yōu)。而后進行下一組電站尋優(yōu)直至所有組均完成優(yōu)化，反復迭代直至子問題收斂，至此一個子問題求解結束。按時間順序求解下一子問題，直至所有子問題求解結束，反復迭代直至目標函數(shù)收斂。水電系統(tǒng)求解算法流程圖如圖2所示。

水電站典型日出力的確定方法采用水電逐次切負荷法，主要步驟如下：

(1)將水電站按照裝機容量從大至小排序；

(2)各電站依次參與平衡，計算面臨時刻典型日剩余負荷的最大值，并以此值減去該電站的最大可用容量為其初始工作位置；

(3)如果該電站的日電量大于給定值則抬高工作位置，反之則降低工作位置，將工作位置和工作位置加最大可用容量之間的負荷分配給該機組；

(4)不斷重復步驟(3)，步長取該電站分配到的平均出力與給定的平均出力之差，直至電站分配到的平均出力與給定平均出力相等或電站的工作位置達到最低位置。

水電系統(tǒng)優(yōu)化完成后，根據(jù)水電站月平均出力及其各月典型日出力更新此時電網剩余負荷及典型日剩余負荷。

氣電與煤電長期發(fā)電計劃編制方法：

燃氣電站與燃煤電站同屬火電站，因受“三公”約束制約，為更好得平衡電網剩余負荷及典型日剩余負荷，他們發(fā)電計劃編制過程相互耦合。為合理分配各氣電機組及煤電機組的電量，現(xiàn)將分配過程分為四個步驟：

(1)確定氣電所有機組及煤電所有機組各自的年度總電量。

(2)將兩類機組年度總電量分解到各機組各月，計算機組各月合同電量。

(3)將各機組各月電量分解到典型日。

(4)若典型日負荷無法平衡則重新分配氣電所有機組及煤電所有機組各自的年度總電量，并重復(2)-(4)步驟。

因氣電價格昂貴，為節(jié)約電網購電成本，在保證電網安全的條件下，控制氣電總電量在一個較低的水平，設置初始氣電及煤電年度總電量分配比例β。以此比例分配將電網剩余未平衡電量分配給氣電和煤電，則氣電分配到的電量為W_qi＝β×W′，煤電分配到的電量為W_mei＝(1-β)×W′。

確定兩類電源年度電量后，需將年度電量分配到各機組，年度電量分解以盡可能保持各機組在各時段發(fā)電進度相互接近為原則，將各機組年度合同電量分解到各月，以實現(xiàn)各月電量平衡。

以煤電機組為例，各機組年度合同電量的確定步驟：

(1)根據(jù)年度電量平衡方程，考慮容量級差，年度考核獎勵及脫硫脫硝獎勵計算電網年度煤電機組平均利用小時數(shù)X。

由平均發(fā)電利用小時數(shù)X推算各機組年度合同電量

W_m＝(X+T_R+T_m+T_n)×P_m m＝1,2,3,…M (11)

式中m表示機組編號，M表示機組總臺數(shù)，X表示全網平均發(fā)電利用小時數(shù)，T_m表示第m臺機組年度考核獎勵發(fā)電利用小時數(shù)，T_R表示第m臺機組容量級差獎勵發(fā)電利用小時數(shù)，P_m表示對應機組的發(fā)電容量；n表示脫硫脫硝機組編號，N表示脫硫脫硝機組總臺數(shù)，T_n第n臺機組脫硫脫硝考核獎勵發(fā)電利用小時數(shù)，P_n表示對應機組的發(fā)電容量；W_mei表示煤電左右機組總電量，W_m表示第m臺機組年度合同電量。

月度合同電量的確定步驟：

年度電量分解至月的過程是在滿足年度合同電量約束及月度電量平衡約束的條件下確定機組各月合同電量。該問題的求解實質上是對一個二次規(guī)劃問題的求解，為降低求解難度，本發(fā)明方法改進了常規(guī)的電量分解方法，具體步驟如下：

(2)不考慮檢修約束，按月負荷比例將各機組年度電量分解到月，電量分配公式如下：

式中m表示機組編號，t表示月份編號，W_mt′表示第m臺機組t月發(fā)電量，W_m表示第m臺機組年度總電量，Q_t表示t月電網電量需求，Q表示全年電網電量總需求。

(3)考慮檢修及年度電量平衡約束，將機組檢修月份電量按各月發(fā)電能力比例分配給該機組其他月份，修正機組各月電量，此時負荷平衡約束被破壞。分配公式如下：

式中C_t表示檢修后t月所有機組總不平衡電量，C_m,t表示第m臺機組t月不平衡電量，W_mt¹表示修正后第m臺機組t月發(fā)電量。

(4)考慮月度負荷平衡約束，進行機組維度上電量重新分配，進行第二次電量修正，分配后月度電量平衡約束得到滿足，機組年度合同電量約束將不再滿足。令t₀＝1，對一月份電量先進行修正，修正公式如下：

可知當月的偏差電量為：

式中t₀表示電量修正月份編號，表示t₀月所有機組總發(fā)電量，表示二次修正前第m臺機組t₀月發(fā)電量，表示二次修正后第m臺機組t₀月發(fā)電量。表示二次修正后第m臺機組t₀月合同不平衡電量。

(5)在時間維度上對電量進行第三次修正。保證t₀月之前的電量不變，將t₀月的偏差電量分配給t₀后的月份。分配公式如下：

式中W_m,t³表示三次修正后第m臺機組t月發(fā)電量，t＞t₀；

(6)令t₀＝t₀+1，重復第3、4步，對之后時段依次進行修正，一直修正到11月。第12月的修正方法略有差別，將其偏差電量重新分配給1-11月。

(7)重復步驟(3)-(5)，直到滿足精度為止。

確定氣電站典型日出力之前需先進行氣電開停機優(yōu)化，以機組最小負荷率作為開停機評價指標，主要步驟如下：

(1)按照月平均負荷與典型日平均負荷的比例，將氣電各機組電量分配至典型日，確定氣電機組各月典型日電量；

(2)將氣電機組按照歸屬電站分為N組，各組內機組按照裝機容量從小到大排序；

(3)設置氣電開機機組最小負荷率約束λ；

(4)令n＝1，i＝1，并將所有機組設為開機；

(5)計算n組電站開機機組負荷率λ′，若λ′＞λ且n+1＜N，則令n＝n+1，則令i＝1，并重復步驟(5)；若λ′＞λ且n+1＝N，則計算完成退出；若λ′＜λ，則令i＝i+1，轉步驟(6)；

(6)對第n組電站內機組進行遍歷，關停其第i臺氣電機組，并將被關停機組的典型日電量按照裝機容量比例分給電站內其他開機機組，轉步驟(5)。

氣電開機機組典型日出力分配方法采用氣電兩班制逐次切負荷法，步驟與水電采用的逐次切負荷方法類似，區(qū)別在于水電切負荷的主體為電站，氣電切負荷的主體為機組。

煤電機組開停機方法，以開機機組容量作為評價指標，包括以下步驟：

(1)按照月平均負荷及典型日平均負荷比例，將煤電各機組電量分配至典型日，確定煤電機組各月典型日電量；

(2)將煤電機組按照歸屬電站分為N組，各組內機組按照裝機容量從小到大排序；

(3)令n＝1，i＝1，并將所有機組設為開機；

(4)計算所有開機機組容量和α，典型日最大負荷以p_max表示，備用容量為p′，p_zong＝p′+p_max，若α＜p_zong，則設置第n個電站第i臺機組開機，計算結束；若α＞p_zong，則轉步驟(5)；

(5)第n個電站的機組總數(shù)為I，若i＜I，則關停第n個電站第i臺機組，令n＝n+1；若i＝I，則令n＝n+1；

(6)若n＜N，則轉步驟(4)；若n＝N，則令n＝1，i＝i+1，轉步驟(4)；

煤電開機機組典型日出力分配方法采用煤電逐次切負荷法，步驟與氣電采用的逐次切負荷方法類似，區(qū)別在于氣電機組典型日僅開機幾個時段，煤電機組開機全時段均需開機，即需考慮最小出力約束。

至此四類電源長期發(fā)電計劃及其長期典型日出力計劃均已制作完成。判斷電源典型日出力能否平衡典型日負荷，若是，則計算結束，輸出方案，若否，則修正氣電及煤電年度總電量分配比例β，令β＝β+Δβ，重新進行氣電與煤電長期發(fā)電計劃編制，直至典型日負荷平衡。

結合上述子問題的建模及求解策略，一次完整的發(fā)電計劃編制過程，按照下述步驟(1)-(9)即可實現(xiàn)：

步驟1.建立省級電網長期多電源協(xié)調調度數(shù)學模型，初始化計算條件，包括水、氣、煤、核四類電站和機組的運行條件及約束、電網月平均負荷過程及各月典型日負荷過程。

步驟2.確定核電機組年度發(fā)電能力，并以此以作為其各月發(fā)電計劃。按各月電量需求及典型日電量需求比例推算核電典型日電量。并以逐次切負荷方法確定核電機組典型日各時段出力。計算此時扣除核電機組月平均出力的電網剩余負荷，扣除核電機組各月典型日出力的電網典型日剩余負荷。

步驟3.建立以水電站群枯水期典型日剩余負荷峰谷差率最大值最小為目標的數(shù)學模型，對網內水電站群進行優(yōu)化調度，并將水電站各月電量分配到典型日，以水電逐次切負荷方法確定典型日水電站各時段出力。根據(jù)所得水電站月平均出力及其各月典型日出力更新此時電網剩余負荷及典型日剩余負荷。

步驟4.根據(jù)氣電機組運行需求設定氣電各月發(fā)電量占剩余未平衡電量的最小比例β。

步驟5.以比例β將電網未平衡電量分配給氣電及煤電機組，計為W_qi和W_mei。

步驟6.以改進的電量分解方法將氣電年度總電量W_qi、煤電年度總電量W_mei分配至機組年內各月。

步驟7.確定氣電典型日的開機機組，并將氣電機組月度電量按月電量與典型日電量比例分配給開機機組，采用氣電兩班制切負荷方法平衡典型日剩余負荷，以此確定典型日各時段機組出力，更新月平均剩余負荷及典型日剩余負荷。

步驟8.確定煤電典型日的開機機組，并將各煤電機組月度電量按月總電量與典型日電量比例分配到開機機組，采用煤電切負荷方法平衡典型日剩余負荷，以此確定典型日各時段機組出力，更新月平均剩余負荷及典型日剩余負荷。

步驟9.至此若典型日負荷無法平衡，則增大氣電總電量占比β，令β＝β+Δβ，重置月平均剩余負荷及典型日剩余負荷，重復步驟(4)-(9)，直至典型日負荷平衡，輸出各機組長期發(fā)電計劃及典型日發(fā)電計劃。

現(xiàn)以我國浙江電網作為研究對象，采用本發(fā)明方法制作浙江電網年度發(fā)電計劃，浙江電網是華東電網的重要組成成分，省內統(tǒng)調機組包含煤、氣、水、核電四種機組，各類電源裝機比例如表1所示，仿真算例各類電源年度電量平衡結果如圖3所示，二月各類電源典型日出力過程如圖4所示。分析可知，在不考慮區(qū)外送電電量的情況下，本發(fā)明方法通過協(xié)調省內機組的電量分配，使得清潔能源水電得到充分消納，煤電在“三公”約束下兼顧了年度考核指標、排放指標、機組效率等因素，同時實現(xiàn)了電網年度電量平衡及長期典型日的電力平衡，有利于后續(xù)較小尺度的發(fā)電計劃的安排。此外本發(fā)明方法還將氣電電量約束在一個較小的區(qū)間，降低了電網購電費用，具有良好的經濟性和實用性。

表1浙江電網各類電源裝機及占比表(單位：MW)

以所示的一種含水氣煤核電的省級電網長期多電源協(xié)調調度方法是本發(fā)明的具體實施例，已經體現(xiàn)出本發(fā)明實質性特點和進步，可根據(jù)實際的使用需要，在本發(fā)明的啟示下，對其進行等同修改，均在本方案的保護范圍之列。