CN103971198A - 梯级水电站厂间负荷实时分配系统及其实现方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种梯级水电站厂间负荷实时分配系统及其实现方法，主要解决现有技术在总发电负荷指令波动频繁的情况下无法有效控制住反调节电站水库水位，并实现梯级水电站群实时协调运行的问题。该梯级水电站厂间负荷实时分配系统包括：策略库、数据库服务器、监控模块、策略及模型计算模块、数据传输模块、故障报警处理模块、预测计算模块，其中，预测计算模块、故障报警处理模块、策略及模型计算模块、数据传输模块分别与监控模块相连，策略库与策略及模型计算模块相连，数据库服务器与数据传输模块相连。本发明考虑了厂间负荷实时分配结果的后期效应，达到了对梯级水电站群进行有效调度的目的，具有很高的实用价值和推广价值。

Description

梯级水电站厂间负荷实时分配系统及其实现方法

技术领域

本发明属于梯级水库电站群优化调度领域，涉及一种梯级水电站厂间负荷实时分配系统及其实现方法。

背景技术

从现有资料看，在已有关于梯级水电站厂间负荷分配方法的研究上，纪昌明等（2005）提出市场环境下水电系统经济运行模型，包括总耗水量最小、总蓄能耗用最小模型，并给出实例计算加以讨论；练继建等（2006）构建考虑机组启停的梯级水电站短期优化调度模型，并采用改进蚁群算法求解；李安强等（2007）研究基于免疫粒子群优化算法的梯级水电厂间负荷优化分配算法；谢红胜等（2008）将蚁群优化算法用于求解分时电价下梯级水电站间短期优化调度模型；Nenad Tufegdzic（2008）讨论了电力市场环境下独立水电企业短期优化调度模型和算法研究，模型使用了发电收益最大的目标函数，算法以5分钟为周期进行实时优化计算以应对电力市场电价和径流变化；Leandrodos Santos Coelho（2008）利用混沌PSO算法解决梯级负荷分配问题；徐刚（2012）提出功率微增逐次寻优算法获得厂间负荷分配最优解。上述文献均更多关注于厂间负荷优化分配模型及其求解算法的研究，绝大部分忽略或以简化方式考虑梯级水库电站群实时调度的特点，在安全性、时效性和实用性控制要求较高的实际生产中不能直接采用。

早在2004年吴正义等人针对西洱河梯级水电站群的特点，提出了一套简单实用的负荷调正策略，用于西洱河梯级水电站群实时调度时的厂间负荷分配，到目前为止已取得了良好的运行效果和经济效益，但西洱河梯级水电站群总装机规模不大，占其直调电网装机容量的比例小，且在电网负荷曲线中承担基荷，总发电负荷指令平稳，其安全控制易实现。2011年郭富强等人以清江梯级水电站群为研究对象，从不同角度提出了两种实时厂间负荷分配模型，探讨了厂间联合躲避振动区问题，但研究对象中的各梯级电站水库大，调节性能好，电站负荷变化不会在短时间内对其自身或其他电站的水库水位产生较大影响，所提出的厂间联合躲避振动区策略针对性太强，不具普及性。

瀑布沟、深溪沟是位于大渡河下游上的两座以发电为主的大型电站，属于同一电力送出通道，具备两站下达总发电负荷而进行联合协调运行的先决条件。瀑深两站总装机容量占据其直调电网（四川电网）的比重大，且同时参与电网调峰调频任务，安全生产责任重，瀑深梯级中，瀑布沟电站水库库容大，具有不完全年调节能力，短期内水库水位变化不大；深溪沟是瀑布沟的反调节电站，水库库容小， 基本不具备调节能力，水库水位易在瀑布沟电站负荷的影响下陡涨陡落。像这种调节电站与其反调节电站调节性能差异大、总装机规模占据其直调电网比例大、同时参与电网调峰调频任务的特殊组合下的梯级水电站厂间负荷实时分配方法研究，在总发电负荷指令波动频繁的情况下如何有效控制住反调节电站的水库水位，并实现梯级水电站群的实时协调运行问题，已成为目前梯级水库电站群优化调度研究中的热点和难点问题。

发明内容

本发明的目的在于提供一种梯级水电站厂间负荷实时分配系统及其实现方法，主要解决调节电站与其反调节电站水库调节性能差异大、总装机规模占据其直调电网比例大、同时参与电网调峰调频任务的特殊组合下的梯级水电站厂间负荷实时分配时在总发电负荷指令波动频繁的情况下无法有效控制住反调节电站水库水位，并实现梯级水电站群实时协调运行的问题。

为了实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：

梯级水电站厂间负荷实时分配系统，包括：

策略库：用于存放各种工况下的厂间负荷实时分配策略及其求解算法；

数据库服务器上构建有数据库：用于存放各类参数、系统运行日志、负荷分配结果、电站运行结果等；

监控模块是系统运行的主线程：定周期运行系统主程序，实时动态显示各梯级水库电站的水情信息、运行工况、电网负荷指令及负荷分配结果，并提供友好的人机交互界面；

策略及模型计算模块：根据监控模块更新的最新运行工况、水情信息和电网负荷指令，调用策略库中相应的策略及算法，计算给出负荷分配结果；

数据传输模块：根据运行需要实时实现各种数据的传输、交互，完成与数据库服务器及其他系统之间的信息实时传递；

故障报警处理模块：实时监测系统运行是否出现异常错误，并通过人机交互界面迅速给出报警信息和可供参考的解决方案，问题解决后系统自动解除报警；

预测计算模块：在各电站当前实发出力及来水情况下，计算出未来一定时长时水库水位变化情况，为向电网申请梯级总负荷变更提供时间和变更量上的支持；

上述中，预测计算模块、故障报警处理模块、策略及模型计算模块、数据传输模块分别与监控模块相连，策略库与策略及模型计算模块相连，数据库服务器与数据传输模块相连。

基于上述系统，本发明提供了一种梯级水电站厂间负荷实时分配系统的实现方法，包括以下步骤：

（1）制定各种工况下的厂间负荷实时分配策略，将其存储在策略库中；将以单台机组形式存在的数据（如机组的HNQ曲线、振动区等）按照不同的发电机组组合形式转化成相应的电站数据，存储在数据库服务器中；将电网调度中心负荷下达系统、调节电站AGC系统及反调节电站AGC系统分别与数据传输模块相连；

（2）监控模块实时接收电网下达的梯级总发电负荷指令、实时运行工况（如实发出力、振动区、有功可调区间、发电机组台数、发电流量等）及水情（如上下游水位、入库流量、出库流量等）、电站参数（如B电站水位控制区、最大出力变幅限制、发电流量限制、HNQ关系曲线等），策略及模型计算模块根据各水库电站的运行工况，从策略库中选择相应的策略进行厂间负荷分配计算，系统同时将分配结果发送至调节电站AGC系统和反调节电站AGC系统；

（3）调节电站AGC和反调节电站AGC系统执行负荷分配结果，并将执行情况进行实时反馈，以便出现较大偏差时根据策略及模型计算模块的指令对负荷分配结果进行实时调整。

所述步骤（1）中，各种工况下的厂间负荷实时分配策略如下：

调节水库的库容大，在实时调度时短时间内水库水位变化不大，其反调节水库的库容小， 基本不具备调节能力，反调节水库水位易在调节水库电站负荷的影响下陡涨陡落，为了很好地控制反调节电站水库水位的变化，避免不必要的弃水或水库拉空现象发生，实现调节、反调节梯级水库电站在满足电力系统负荷要求下的协调运行，在反调节水库死水位Z _B,死与其正常蓄水位Z _B,蓄之间设置一个水位控制范围Z _B,down ～Z _B,up ，若反调节水库的实时水位Z _B,t 满足Z _B,up <Z _B,t ≤Z _B,蓄，则认为反调节水库水位进入高水位区；若Z _B,死≤Z _B,t <Z _B,down ，则认为反调节水库水位进入死水位区；若Z _B,down ≤Z _B,t ≤Z _B,up ，则认为反调节水库水位在其控制区；

若反调节电站水库水位进入高水位区或死水位区，且没有返回控制区的趋势时，采用反调节电站水库水位异常下的负荷分配策略；若反调节电站水库水位在控制区，且调节电站、反调节电站至少一站存在弃水时，采用弃水下的负荷分配策略；若反调节电站水库水位在控制区，且调节电站、反调节电站均无弃水，根据电网下达的调节电站、反调节电站总发电负荷指令值相对其当前总实发出力值的变幅大小，分为大负荷分配策略和小负荷分配策略；

将反调节电站水库水位异常下的负荷分配策略优先级设为最高，其次是弃水下的负荷分配策略，最后是大负荷分配策略和小负荷分配策略。

与监控模块相连的策略及模型计算模块工作步骤如下：

（a）根据监控模块读取到的各电站实时有功可调区间计算梯级实时有功可调区间，判断梯级总发电负荷指令是否发生变化，若是，进行下一步；否则，转至步骤（e）；

（b）判断监控模块读取到的梯级总发电负荷指令值是否在梯级实时有功可调区间内，若是，进行下一步；否则，认为指令异常，拒绝此指令，转至步骤（e）；

（c）判断梯级总发电负荷指令值是否在梯级振动区内，若是，按照靠近原则打破动力平衡将总发电负荷指令值拉离振动区；

（d）判断梯级总发电负荷指令值相对总实发出力值的变幅是否满足梯级最大出力变幅限制（由电站最大出力变幅限制累加得到），若是，进行下一步；否则，认为指令异常，拒绝此指令；

（e）判断监控模块读取到的反调节电站水库水位是否在其控制区内，若是，进行下一步；否则，根据反调节电站出、入库流量关系，判断是否满足水位异常下的负荷分配策略触发条件，若是，采用反调节电站水库水位异常下的负荷分配策略进行负荷分配，转至步骤（h）；否则，进行下一步；

（f）判断监控模块读取到的梯级总发电负荷指令值相对总实发出力值有变化的情况下调节电站、反调节电站是否至少有一站存在弃水，若是，采用弃水下的负荷分配策略进行负荷分配，转至步骤（h）；否则，进行下一步；

（g）判断梯级总发电负荷指令值相对总实发出力值是小负荷变动还是大负荷变动，若是小负荷变动，采用小负荷分配策略进行负荷分配；若是大负荷变动，则采用大负荷分配策略进行负荷分配；

（h）判断是否满足退出运行的条件，若是，系统退出运行；否则，转至步骤（a），开始下一个运行周期。

具体地说，反调节电站水库水位进入高水位区或死水位区且没有返回控制区的趋势指：水库水位在高水位区，若入库流量大于下泄流量，则没有返回控制区的趋势；水库水位在死水位区，若入库流量小于下泄流量，则没有返回控制区的趋势。该种情况下易产生弃水或水库拉空现象，不利于电站及电网的安全运行，以反调节电站水库水位异常控制模型来实现反调节、调节电站厂间负荷的重新匹配，使得按分配结果执行一定时长后的反调节电站水库水位尽可能的靠近其控制区的中间值，达到返回控制区的目的，所述反调节电站水库水位异常下的负荷分配策略的控制模型目标函数为： ，其中Z _B,t+1为反调节电站按照t时段初的分配结果执行到时段末的水库水位，通过出力由水能计算原理和水量平衡原理反算得到；

为了确保水工建筑物的安全或满足下游用水需求，电站当前实发出力下的发电流量小于水库下泄流量而存在弃水时，为了充分利用弃水流量，减少电站弃水损失，采用的负荷分配策略为：梯级总负荷调增，有弃水的电站优先承担增加的负荷值；梯级总负荷调减，无弃水的电站优先承担减少的负荷值；若调节、反调节两电站均存在弃水，所述弃水下的负荷分配策略采用梯级总弃水流量最小模型的目标函数控制，该目标函数为：，其中，S_i,t为i电站t时段的弃水流量。

按照反调节电站运行控制目标的不同，所述大负荷分配策略采用梯级能量转换效率最大模型（即优化分配策略）或反调节电站水库水位平稳模型或反调节电站少调负荷模型三种负荷分配控制目标中的一种进行负荷分配，其中，能量转换效率最大模型的目标函数为：

其中，，E_电,t为t时段系统要求的电能；E_耗,t为t时段发电耗用的水体势能；ρ和g分别为水密度和重力加速度；P_c,t为t时段电网下达的梯级电站总发电负荷指令；P_i,t为t时段分配给i电站的发电负荷；n为参与负荷分配的梯级电站个数；Δt为t时段时长，可取Δt＝τ，τ为上下游电站之间的流量滞时；H_i,t、Q_i,t分别为i电站t时段的发电水头和出库流量；

由于电网下达的梯级电站总发电负荷指令值P_c,t是个常数，所以该目标函数的实质为：

$F=\min \underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{H}_{i,t}{Q}_{i,t}$

为了保持反调节电站水库水位在其控制区内运行，在该式中引入惩罚项λ，以实现追求经济效益的同时，确保按照分配方案执行到t时段末时反调节电站水库水位依然在其控制区内，即：

$F=\min (\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{H}_{i,t}{Q}_{i,t}+\mathrm{\&lambda;})$

λ取值规则如下：

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\&lambda;}=0,Z_{B,\mathrm{down}}\&le;Z_{B,t+1}\&le;Z_{B,\mathrm{up}}\\ \mathrm{\&lambda;}=|Z_{B,t+1}-Z_{B,\mathrm{down}}|\&CenterDot;\mathrm{\&alpha;},Z_{B,t+1}<Z_{B,\mathrm{down}}\\ \mathrm{\&lambda;}=|Z_{B,t+1}-Z_{B,\mathrm{up}}|\&CenterDot;\mathrm{\&alpha;}{Z}_{B,t+1}>Z_{B,\mathrm{up}}\end{array}\right.$

式中：α为正常数；

反调节电站水库水位平稳模型的目标函数为：F＝min(|Z_B,t+1-Z_B,t|+λ)，该目标函数以反调节电站水库水位变化最小为控制，按流量平衡进行负荷分配，从而实现负荷与流量上的匹配，达到保持反调节电站水库水位尽可能平稳的目的；

反调节电站少调负荷模型的目标函数为：F＝min(|P_B,t-N_B,t|+λ)，其中，P_B,t为反调节电站t时段的负荷分配值；N_B,t为反调节电站t时段负荷分配前的实发出力，该目标函数以反调节电站负荷分配值相对其当前实发出力的变化最小为控制进行负荷分配，达到调节电站多调负荷，反调节电站少调负荷的目的。

当调节、反调节梯级电站总发电负荷指令值相对当前总实发出力波动较小时，为了减少电站调节次数，采用小负荷分配策略，即将小负荷差额由一个电站来负担，具体是：

梯级总负荷调增，若反调节电站水库水位位于高水位区，小负荷差额优先分给反调节电站；梯级总负荷调减，若反调节电站水库水位位于死水位区，小负荷差额优先分给反调节电站；若反调节电站水库水位位于控制区，不论梯级总负荷调增还是调减，小负荷差额由运行人员根据实际需要事先设定的电站优先承担。

考虑到实际需求，所述负荷分配策略在负荷分配时所须满足的约束条件包括：

动力平衡约束：，式中，P_c,t为t时段电网下达的梯级电站总发电负荷指令；P_i,t为t时段分配给i电站的发电负荷；

水量平衡约束：V_i,t+1＝V_i,t+3600(q_i,t-Q_i,t)Δt

式中中：V_i,t、V_i,t+1分别为i电站t时段初、末水库蓄水量；_,t为i电站t时段入库流量；Δt为t时段时长，可取Δt＝τ，τ为上下游电站之间的流量滞时；Q_i,t为i电站t时段的出库流量；

流量平衡约束： $Q_{i,t}=Q_{i,t}^{\mathrm{fd}}+S_{i,t},q_{i,t}=Q_{i-1,t-\mathrm{\&tau;}}+q_{i,t}^{\mathrm{qu}}$

式中：S_i,t、分别为i电站t时段发电流量、弃水流量和区间来水流量；Q_i-1,t-τ为i-1电站t-τ时段出库流量；

发电流量约束： $\underset{\&OverBar;}{Q_{i,t}^{\mathrm{fd}}}\&le;Q_{i,t}^{\mathrm{fd}}\&le;\stackrel{\&OverBar;}{Q_{i,t}^{\mathrm{fd}}}$

式中：分别为i电站t时段内所允许的最大过机流量和最小发电流量；

水位约束： ${\underset{\&OverBar;}{Z}}_{i,t}\&le;Z_{i,t}\&le;{\stackrel{\&OverBar;}{Z}}_{i,t}$

式中：分别为i电站t时段初水库水位及其上下限；

出库流量约束：

式中：为i电站t时段内应保证的最小下泄流量；

有功可调区间约束：

式中：分别为i电站t时段内的有功可调区间上下限，由电站开机机组的有功可调区间组合求解得到；

电站出力变幅约束：|P_i,t-N_i,t|≤ΔN_i

式中：N_i,t为i电站t时段初的实发出力；ΔN_i为i电站允许的最大出力变幅，其由电站AGC系统的特性决定。

避开振动区约束： $(P_{i,t}-\underset{\&OverBar;}{N_{i,t}^m})(P_{i,t}-\stackrel{\&OverBar;}{N_{i,t}^m})>0$

式中：m为i电站t时段存在于有功可调区间内的振动区个数；分别为i电站t时段第m个振动区的上下限，由电站开机机组在特定水头下的振动区组合求解得到；

站间负荷转移约束：|P_i,t-N_i,t|≤ΔP_t

式中：ΔP_t为t时段梯级电站总发电负荷指令值相对于当前总实发出力值的变化量；

非负条件约束：以上所有变量均为非负变量（≥0）。

本发明采用简单实用的工程化算法进行求解，该方法的本质是在反调节、调节梯级电站中装机容量比较小的那个电站的有功可调区间内按一定的步长（由反调节、调节电站AGC系统精度要求较高的决定）逐个搜索满足所有约束的可行解，最后输出可行解中目标函数值最好的那一个。

由于约束条件多，当进行厂间负荷实时分配找不到可行解时，可按照优先级对各约束条件采用强制满足、适时松弛和放开的方法分别处理，具体处理方法是：首先对站间负荷转移约束进行松弛，负荷转移量的大小由电站出力变幅约束较小者进行控制，即在强制满足其他约束条件的前提下允许通过适当的负荷转移来获取可行解；

当因电站出力变幅的限制使得站间负荷转移后依然得不到可行解时，在梯级总发电负荷指令值与分配值允许的误差范围内，对动力平衡约束进行松弛；

若仍然找不到可行解，则放开水位约束，即在没有水位约束的情况下获取分配方案，但是对于按分配方案执行Δt时长后的水位越限情况以报警的方式通知运行人员，并给出相应的负荷调整建议，提醒申请负荷调整。

所述步骤（1）中，将以单台机组形式存在的数据按照不同的发电机组组合形式转化成相应的电站数据，存储在数据库服务器中具体包括：

在进行厂间负荷分配时，将以机组形式存在的数据转换成电站形式的数据，即将电站的实际发电机组虚拟成一台机组，根据各台发电机组的特征参数与曲线，利用数学方法将其转换为单台机组的相应特征参数与曲线直接作为电站数据使用，主要包括用于厂间负荷分配计算时由电站分配负荷及当前水头计算其发电流量时使用的机组HNQ曲线和作为负荷分配计算时的约束条件使用的振动区的组合；

其中，机组HNQ曲线的组合包括以下两种方式：

①将不同特性的HNQ曲线按组合方式运用最小二乘法拟合成一定的函数关系（如二次曲线），使用时根据机组组合情况直接利用对应的函数关系进行计算；

②在发电机组台数和型号已知的情况下，HNQ曲线的组合实质为电站厂内经济运行的空间最优负荷分配问题，采用动态规划算法在考虑各台机组相应水头振动区约束下求解厂内总发电流量最小模型，目标函数如下：

$F=\min \underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{q}_i(p_i,h)$

式中：p_i为分配给第i台机组的负荷；h为水头；n为参与负荷分配的机组台数；q_i为第i台机组在p_i和h下的发电流量；

根据各组合机组的HNQ曲线，利用上式生成虚拟单台机组在不同水头下的出力与发电流量关系离散点，使用时直接利用这些离散点进行插值即可；

机组振动区组合成电站振动区，特定水头下，其求解过程如下：

（n1）单机振动区取补集运算，得到单机可运行区；

（n2）单机彼此之间进行可运行区交叉组合操作，对组合后的可运行区取并集运算，得到电站可运行区；

（n3）电站可运行区取补集运算，获得电站振动区。

上述中，由于任意组合形式都可转化为两台机组的组合，所以机组振动区的组合求解是以两两组合的方式进行上述操作过程的，通过该方法可以求解所有组合形式下的电站振动区，生成对应的振动区表，使用时直接通过机组组合情况和电站水头情况查表即可得到相应的电站振动区。

进一步地，采用策略进行厂间负荷分配计算时，厂间应联合躲避振动区，具体方法是：求得电站振动区后，由电站振动区继续推求梯级振动区，生成所有机组组合形式下的梯级振动区表；电网下达的梯级总发电负荷指令值不在梯级振动区时，因为避开振动区约束条件的限制，各电站负荷分配值即可满足要求；当总发电负荷指令值落在梯级振动区时，按照靠近原则打破动力平衡将梯级发电负荷指令值拉离振动区；调节、反调节梯级电站当前发电机组组合形式下的梯级振动区由应用服务器实时上传给电网调度中心负荷下达系统，电网调度中心负荷下达系统向调节、反调节梯级电站下达总发电负荷指令值时将梯级振动区作为约束，避免调节、反调节电站梯级总发电负荷指令值落入振动区。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

本发明求解过程简单，考虑了厂间负荷实时分配结果的后期效应，能够满足工程实际运行对计算结果准确性、安全性、实时性及经济性要求，尤其适用于调节水库与其反调节水库调节性能差异大、总装机规模占据其直调电网比例大、同时参与电网调峰调频任务的特殊组合下的梯级水电站厂间负荷实时分配，构思独特，设计巧妙，符合实际需求。

附图说明

图1为本发明-实施例中的系统框图。

图2为本发明-实施例中大渡河瀑布沟、深溪沟梯级水电站厂间负荷实时分配策略构成图。

图3为本发明-实例中瀑布沟、深溪沟厂间负荷实时分配模型工程化求解算法流程图。

图4为本发明-实施例中电站振动区求解示意图。

图5为本发明-实施例中三层C/S结构示意图。

图6为本发明-实施例中梯级指令变化示意图。

图7为本发明-实施例中瀑布沟出力变化示意图。

图8为本发明-实施例中瀑布沟水位变化示意图。

图9为本发明-实施例中深溪沟出力变化示意图。

图10为本发明-实施例中深溪沟水位变化示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明，本发明的实施方式包括但不限于下列实施例。

实施例

本实施例中以采用本发明进行调节水库（瀑布沟水库，简称瀑站）与其反调节水库（深溪沟水库，简称深站）组合下的梯级水电站厂间负荷实时分配的大渡河瀑深梯级为例对本发明的实现方式予以说明，其实现包括以下步骤：

步骤一、制定各种工况下的厂间负荷实时分配策略，将其存储在策略库中；

策略库中包括的厂间负荷实时分配策略有深站水位异常下的负荷分配策略、弃水下的负荷分配策略、大负荷分配策略和小负荷分配策略。各种策略划分依据是：在深站水库死水位Z _s,死与其正常蓄水位Z _s,蓄之间设置一个水位控制范围Z _s,down ～Z _s,up ,若深站水库的实时水位Z _s,t 满足Z _s,up <Z _s,t ≤Z _s,蓄，则认为深站水库水位进入高水位区；若Z _s,死≤Z _s,t <Z _s,down ，则认为深站水库水位进入死水位区；若Z _s,down ≤Z _s,t ≤Z _s,up ，则认为深站水库水位在控制区。

上述中，在深站水库水位进入高水位区或死水位区、且没有返回控制区的趋势时，采用深站水位异常下的负荷分配策略；若深站水库水位在控制区，且瀑、深两站至少一站存在弃水时，采用弃水下的负荷分配策略；若深站水库水位在控制区，且瀑、深两电站均无弃水，根据电网下达的瀑、深两电站总发电负荷指令值相对其当前总实发出力值的变幅大小，分为大负荷分配策略和小负荷分配策略。策略构成如图2所示，其中，深站水位异常下的负荷分配策略优先级最高，其次是弃水下的负荷分配策略，最后是大负荷分配策略和小负荷分配策略，各分配策略的具体内容如下：

（1）深站水位异常下的负荷分配策略，具体内容是：深站水库水位进入高水位区或死水位区且没有返回控制区的趋势时（深站水库水位进入高水位区，若入库流量大于下泄流量，则没有返回控制区的趋势；深站水库水位进入死水位区，若入库流量小于下泄流量，则没有返回控制区的趋势），易产生弃水或水库拉空现象，不利于电站及电网的安全运行，以深站水位异常控制模型来实现瀑、深两站厂间负荷的重新匹配，使得按分配结果执行一定时长后的深站水库水位尽可能的靠近其控制区的中间值，达到返回控制区的目的。深站水位异常控制模型的目标函数为：

$F=\min |Z_{s,t+1}-\frac{Z_{s.\mathrm{down}}+Z_{s,\mathrm{up}}}{2}|$

式中：Z _s,t+1为深站按照t时段初的分配结果执行到时段末的水库水位，通过出力由水能计算原理和水量平衡原理反算得到。

（2）弃水下的负荷分配策略，具体内容是：为了确保水工建筑物的安全或满足下游用水需求，电站当前实发出力下的发电流量小于水库下泄流量而存在弃水时，为了充分利用弃水流量，减少电站弃水损失，负荷分配方法为：梯级总负荷调增，有弃水的电站优先承担增加的负荷值；梯级总负荷调减，无弃水的电站优先承担减少的负荷值；若瀑、深两电站均存在弃水，则按梯级总弃水流量最小模型控制进行负荷分配。梯级总弃水流量最小模型的目标函数为：

$F=\min \underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{S}_{i,t}$

式中：S_i,t为i电站t时段的弃水流量。

（3）大负荷分配策略，具体内容是：按照深站运行控制目标的不同，大负荷厂间分配可分别采用能量转换效率最大模型（优化分配模型）、深站水位平稳模型和深站少调负荷模型，各模型的目标函数分别如下：

①能量转换效率最大模型的目标函数为：

式中：E_电,t为t时段系统要求的电能；E_耗,t为t时段发电耗用的水体势能；ρ和g分别为水密度和重力加速度；P_c,t为t时段电网下达的梯级电站总发电负荷指令；P_i,t为t时段分配给i电站的发电负荷；n为参与负荷分配的梯级电站个数；Δt为t时段时长，可取Δt＝τ(τ为上下游电站之间的流量滞时)；H_i,t、Q_i,t分别为i电站t时段的发电水头和出库流量；

由于电网下达的梯级电站总发电负荷指令值P_c,t是个常数，所以该目标函数的实质为：

$F=\min \underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{H}_{i,t}{Q}_{i,t}$

为了保持深站水库水位在其控制区内运行，在上式中引入惩罚项λ，以实现追求经济效益的同时，确保按照分配方案执行到t时段末时深站水库水位依然在其控制区内，即：

$F=\min (\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{H}_{i,t}{Q}_{i,t}+\mathrm{\&lambda;})$

其中：λ为惩罚项，取值规则如下：

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\&lambda;}=0,Z_{B,\mathrm{down}}\&le;Z_{B,t+1}\&le;Z_{B,\mathrm{up}}\\ \mathrm{\&lambda;}=|Z_{B,t+1}-Z_{B,\mathrm{down}}|\&CenterDot;\mathrm{\&alpha;},Z_{B,t+1}<Z_{B,\mathrm{down}}\\ \mathrm{\&lambda;}=|Z_{B,t+1}-Z_{B,\mathrm{up}}|\&CenterDot;\mathrm{\&alpha;}{Z}_{B,t+1}>Z_{B,\mathrm{up}}\end{array}\right.$

式中：α为一正常数；

②深站水位平稳模型的目标函数为：

F＝min(|Z_s,t+1-Z_s,t|+λ)

该目标函数以深站水库水位变化最小为控制按流量平衡进行负荷分配，从而实现负荷与流量上的匹配，达到保持深站水库水位尽可能平稳的目的；

③深站少调负荷模型的目标函数为：

F＝min(|P_s,t-N_s,t|+λ)

式中：P_s,t为深站t时段的负荷分配值；N_s,t为深站t时段负荷分配前的实发出力。该目标函数以深站负荷分配值相对其当前实发出力的变化最小为控制进行负荷分配，达到瀑站多调负荷，深站少调负荷的目的。

（4）小负荷分配策略，具体内容是：当瀑、深梯级电站总发电负荷指令值相对当前总实发出力波动较小时，为了减少电站调节次数，采用小负荷分配策略，即将小负荷差额由一个电站来负担，具体是：梯级总负荷调增，若深站水库水位位于高水位区，小负荷差额优先分给深站；梯级总负荷调减，若深站水库水位位于死水位区，小负荷差额优先分给深站；若深站水库水位位于控制区，不论梯级总负荷调增还是调减，小负荷差额由运行人员根据实际需要事先设定的电站优先承担。

上述中，所有厂间负荷分配策略在进行负荷分配时所须满足的约束条件包括：

上述中，所有厂间负荷分配策略在进行负荷分配时所须满足的约束条件包括：

(a)动力平衡约束：

(b)水量平衡约束：V_i,t+1＝V_i,t+3600(q_i,t-Q_i,t)Δt；

式中：V_i,t、V_i,t+1分别为i电站t时段初、末水库蓄水量；q_i,t为i电站t时段入库流量；

(c)流量平衡约束： $Q_{i,t}=Q_{i,t}^{\mathrm{fd}}+S_{i,t},q_{i,t}=Q_{i-1,t-\mathrm{\&tau;}}+q_{i,t}^{\mathrm{qu}}$ ；

式中：Si,t、分别为i电站t时段发电流量、弃水流量和区间来水流量；Qi-1,t-τ为i-1电站t-τ时段出库流量；τ为上下游电站之间的流量滞时；

(d)发电流量约束： $\underset{\&OverBar;}{Q_{i,t}^{\mathrm{fd}}}\&le;Q_{i,t}^{\mathrm{fd}}\&le;\stackrel{\&OverBar;}{Q_{i,t}^{\mathrm{fd}}}$

式中：分别为i电站t时段内所允许的最大过机流量和最小发电流量；

(e)水位约束： ${\underset{\&OverBar;}{Z}}_{i,t}\&le;Z_{i,t}\&le;{\stackrel{\&OverBar;}{Z}}_{i,t}$

式中：Z_i,t、分别为i电站t时段初水库水位及其上下限；

(f)出库流量约束：

式中：为i电站t时段内应保证的最小下泄流量；

(g)有功可调区间约束：

式中：分别为i电站t时段内的有功可调区间上下限，由电站开机机组的有功可调区间组合求解得到；

(h)电站出力变幅约束：|P_i,t-N_i,t|≤ΔN_i

式中：N_i,t为i电站t时段初的实发出力；ΔN_i为i电站允许的最大出力变幅，以防止电站的负荷分配值相对于当前实发出力变化过大而不被电站AGC系统接受，由电站AGC系统的特性决定；

(i)避开振动区约束： $(P_{i,t}-\underset{\&OverBar;}{N_{i,t}^m})(P_{i,t}-\stackrel{\&OverBar;}{N_{i,t}^m})>0$

式中：m为i电站t时段存在于有功可调区间内的振动区个数；分别为i电站t时段第m个振动区的上下限，由电站开机机组在特定水头下的振动区组合求解得到；

(j)站间负荷转移约束：|P_i,t-N_i,t|≤ΔP_t

式中：ΔP_t为t时段梯级电站总发电负荷指令值相对于当前总实发出力值的变化量；

(k)非负条件约束：以上所有变量均为非负变量（≥0）。

上述所有厂间负荷实时分配控制模型均采用简单实用的工程化算法进行求解，具体的算法流程如图3所示，该算法的本质是在深站的有功可调区间内按1MW的步长逐个搜索满足所有约束的可行解，最后输出可行解中目标函数值最好的那一个。

由于前述众多约束条件的限制，厂间负荷分配策略求解时很可能找不到可行解，此种情况下的具体处理方法是：按照优先级对各约束条件采用强制满足、适时松弛和放开的方法分别处理。具体地说，当在所有约束条件强制满足下无解时，首先对站间负荷转移约束进行松弛，负荷转移量的大小由电站出力变幅约束较小者进行控制，即在强制满足其他约束条件的前提下允许通过适当的负荷转移来获取可行解；当因电站出力变幅的限制使得站间负荷转移后依然得不到可行解时，在梯级总发电负荷指令值与分配值允许的误差范围内，对动力平衡约束进行松弛；若仍然找不到可行解，最后放开水位约束，即在没有水位约束的情况下获取分配方案，但是对于按分配方案执行Δt时长后的水位越限情况以报警的方式通知运行人员，并给出相应的负荷调整建议，提醒申请负荷调整。

步骤二、将以单台机组形式存在的数据（如机组的HNQ曲线、振动区等）按照不同的发电机组组合形式转化成相应的电站数据，存储在数据库中；

具体地说，本发明是基于分层控制原理提出的，梯级水电站在进行厂间负荷实时分配时，以电站为对象进行计算，电站所分配的负荷再由电站AGC按照厂内经济运行的方式分配到各发电机组，所以在进行厂间负荷分配时需要将以机组形式存在的数据转换成电站形式的数据，即将电站的实际发电机组虚拟成一台机组，根据各台发电机组的特征参数与曲线，利用一定的数学方法将其转换为单台机组的相应特征参数与曲线直接作为电站数据使用，其主要包括机组HNQ曲线和振动区的组合，前者用于厂间负荷分配计算时由电站的分配负荷及当前水头计算其发电流量时使用，后者作为负荷分配计算时的约束条件时使用。

其中，机组HNQ曲线的组合，可以采用以下两种方式：

①将不同特性的HNQ曲线，按组合方式运用最小二乘法拟合成一定的函数关系（如二次曲线），使用时根据机组组合情况直接利用对应的函数关系进行计算；

②在发电机组台数和型号已知的情况下，HNQ曲线的组合实质为电站厂内经济运行的空间最优负荷分配问题，采用动态规划算法在考虑各台机组相应水头振动区约束下求解厂内总发电流量最小模型，目标函数如下：

$F=\min \underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{q}_i(p_i,h)$

式中：p_i为分配给第i台机组的负荷；h为水头；n为参与负荷分配的机组台数；q_i为第i台机组在p_i和h下的发电流量。

根据各组合机组的HNQ曲线，利用上式可生成虚拟单台机组在不同水头下的出力与发电流量关系离散点，使用时直接利用这些离散点进行插值即可。

由于计算精度较高，且插值计算时的时间也能满足要求，所以大渡河瀑深梯级厂间负荷分配计算时优选采用第二种方式。

机组振动区组合成电站振动区，提出按如下步骤进行求解：

①单机振动区取补集运算，得到单机可运行区；

②单机彼此之间进行可运行区交叉组合操作，对组合后的可运行区取并集运算，得到电站可运行区；

③电站可运行区取补集运算，获得电站振动区。

由于任意组合形式都可转化为两台机组的组合，不失一般性，本实施例中以两台机组为例说明如何操作。设机组编号1#、2#，每台单机容量均为200MW，1#机组振动区为[0，50]∪[120，170]∪[190，200]MW，2#机组振动区为[0，30]∪[90，160]∪[185，200]MW，则1#、2#机组组合下的电站振动区计算过程如图4所示。通过该方法求解所有组合形式下的电站振动区，生成对应的振动区表，使用时直接通过机组组合情况和电站水头情况查表即可得到相应的电站振动区。

在进行厂间负荷分配计算时，厂间应联合躲避振动区，具体方法是：求得电站振动区后，按上述方法由电站振动区继续推求梯级振动区，生成所有机组组合形式下的梯级振动区表。电网下达的梯级总发电负荷指令值不在梯级振动区时，通过振动区约束条件的限制即可使得各电站的负荷分配值满足要求；当总发电负荷指令值落在梯级振动区时，按照靠近原则打破动力平衡将梯级发电负荷指令值拉离振动区。瀑、深梯级电站当前发电机组组合形式及水头下的梯级振动区由应用服务器实时上传给电网调度中心负荷下达系统，电网向瀑、深梯级电站下达总发电负荷指令值时将梯级振动区作为约束，避免瀑、深梯级总发电负荷指令值落入振动区。

步骤三、应用服务器实时接收电网下达的梯级总发电负荷指令，并根据各水库电站的运行工况，选择相应的策略进行厂间负荷分配计算，同时将分配结果发送至电站AGC系统；

步骤四、电站AGC系统负责负荷分配结果的执行，并将执行情况实时反馈给应用服务器，以便出现偏差时根据策略对负荷分配结果进行实时调整。

实现本发明方法的是一种调节水库与其反调节水库组合下的梯级水电站厂间负荷实时分配系统，可应用于大渡河瀑、深梯级，称为大渡河瀑深梯级AGC（Automatic Generation Control，自动发电控制）系统，该系统是基于Visual Studio.NET 2010、Web Services 和Oracle 11g数据库技术，采用C#编程语言开发出的3层C/S结构的系统，3层C/S结构示意图如图5所示。

如图1所示，该系统包括策略库、数据库服务器和应用服务器，应用服务器上设有主运行监控模块、策略及模型计算模块、数据传输模块、故障报警处理模块和预测计算模块。其中，主运行监控模块分别与策略及模型计算模块、数据传输模块、故障报警处理模块和预测计算模块连接；策略及模型计算模块与策略库连接；数据传输模块与数据库服务器连接；应用服务器通过数据传输模块分别与电网调度中心负荷下达系统、瀑站AGC系统和深站AGC系统连接，

其中，策略库用于存放各种厂间负荷实时分配策略及其求解算法；数据库服务器上构建的数据库用于存放各类参数、系统运行日志、负荷分配结果、电站运行结果等；主运行监控模块是系统运行的主线程，定周期运行系统主程序，实时动态显示各梯级水库电站的水情信息、运行工况、电网负荷指令及负荷分配结果，并提供友好的人机交互界面；策略及模型计算模块根据主运行监控模块更新的最新运行工况、水情信息和电网负荷指令，调用策略库中相应的策略及算法，计算给出负荷分配结果；数据传输模块根据运行需要实时实现各种数据的传输、交互，完成与数据库服务器、电网调度中心负荷下达系统、瀑站AGC系统和深站AGC系统之间的信息实时传递；故障报警处理模块实时监视系统运行是否出现各种异常错误，并通过人机交互界面迅速给出报警信息和可供参考的解决方案，问题解决后系统自动解除报警；预测计算模块实现对瀑、深电站在其当前实发出力及来水情况下，未来一定时长时水库水位变化情况的预测，为向电网申请梯级总负荷变更提供时间和变更量上的支持。

本发明中的系统是一个处于电网调度和电站AGC之间的运行控制层，该系统和各电站AGC系统之间共同协调运行，在确保电力系统安全的前提下实现梯级水电站群的实时经济调度控制。其中，本发明中的系统负责监视梯级各电站AGC的运行状况，实时接收电网发电负荷指令并实现梯级总负荷在各电站间的最优分配和梯级水位的动态控制，主要考虑最优蓄放水次序、站间联合躲避振动区、避免负荷在站间大规模转移等因素；电站AGC则实时接收来自本发明系统的调度要求（即负荷分配结果），负责电站总负荷在机组间的最优分配，并返回调度指令执行结果，在运行的过程中出现异常情况时，立即上传给本发明系统，由本发明系统迅速作出梯级调整策略，下达新的调度要求给各水电站，以重新达到梯级水电站群水量平衡和电力平衡，电站AGC系统主要考虑机组躲避振动区、最短开停机时间、机组启停顺序等因素。这种双层的梯级实时负荷分配结构使得梯级水电站群实时调度控制具备了适应多种调度方式、降低复杂程度、提高可靠性、分散计算量、提高响应速度等优点。

在应用到大渡河瀑深梯级AGC系统时，根据发电负荷指令来源设置了电网实时调令、梯级日内96点发电计划曲线和人工给定三种调度方式；根据发电企业实际的生产需求，在大负荷分配策略中设置能量转换效率最大（优化分配策略）、深站水位平稳和深站少调负荷三种负荷分配控制目标，在小负荷分配策略中设置瀑站优先和深站优先两种调节顺序；这些均可根据生产需求人为选择设置，包括预测计算模块的预见期。瀑、深梯级电站主要水能参数如表1所示：

表1

主运行监控模块的定周期运行流程如下：

（1）读取瀑、深两站实时运行工况（如实发出力、振动区、有功可调区间、发电机组台数、发电流量等）及水情（如上下游水位、入库流量、出库流量等）、电站参数（如深站水位控制区、最大出力变幅限制、发电流量限制， HNQ关系曲线等）和梯级总发电负荷指令等数据；

（2）根据各电站实时有功可调区间计算梯级实时有功可调区间；

（3）判断梯级总发电负荷指令是否发生变化，若是，进行下一步；否则，转步骤（7）；

（4）判断梯级总发电负荷指令值是否在梯级实时有功可调区间内，若是，进行下一步；否则，认为指令异常，拒绝此指令，转步骤（7）；

（5）判断梯级总发电负荷指令值是否在梯级振动区内，若是，按照靠近原则打破动力平衡将梯级总发电负荷指令值拉离振动区；

（6）判断梯级总发电负荷指令值相对总实发出力值的变幅是否满足梯级最大出力变幅限制（由电站最大出力变幅限制累加得到），若是，进行下一步；否则，认为指令异常，拒绝此指令；

（7）判断深站水位是否在其控制区内，若是，进行下一步；否则，根据深站出、入库流量关系，判断是否满足深站水位异常下的负荷分配策略触发条件，若是，采用深站水位异常下的负荷分配策略进行负荷分配，转步骤（10）；否则，进行下一步；

（8）判断梯级总发电负荷指令值相对总实发出力值有变化的情况下瀑、深电站是否至少一站有弃水，若是，采用弃水下的负荷分配策略进行负荷分配，转步骤（10）；否则，进行下一步；

（9）判断梯级总发电负荷指令值相对总实发出力值是小负荷变动还是大负荷变动，若是小负荷变动，采用小负荷分配策略进行负荷分配；若是大负荷变动，则采用梯级能量转换效率最大（即优化分配）或深站水位平稳或深站少调负荷三种负荷分配控制目标中的一种进行负荷分配；

（10）判断是否满足系统退出运行的条件，若是，系统退出运行；否则，转步骤（1），开始下一个运行周期。

基于电站实际的运行工况和水情信息，本实施例中对本发明的应用效果进行了验证，采用大渡河瀑深梯级AGC系统实时跟踪电网某日下达的瀑、深梯级总发电负荷指令进行模拟运行，模拟运行与实际运行的过程结果对比如表2所示。当日瀑布沟电站三台机组投入运行，电站振动区为[0，180]∪[380，490]∪[1430，1520]MW；深溪沟电站两台机组投入运行，电站振动区为[0，30]∪[140，160]∪[235，252]MW，设置的水位控制区为656～659m，为了方便运行结果的对比分析，模拟运行时瀑、深两站的起始水位以实测值为准，分别为797.81m和658.67m，设置的系统区分大负荷分配策略和小负荷分配策略的小负荷门槛值为30MW，大负荷分配时，1―10h采用的是深站少调负荷模型控制，10―17h采用的是深站水位平稳模型控制，其他时段按能量转换效率最大模型进行负荷的优化分配。

表2

从图6~图10可以看出，在相同的梯级总负荷指令下，与电网调度直接将发电负荷分别下达至电站的实际运行过程相比，梯级AGC在进行负荷分配时很好的保证了瀑、深两站避开振动区运行，并且深溪沟电站全天穿越振动区3次，比实际运行的9次少了6次；在水位变化过程中，相同的起始水位下，瀑、深两站的模拟运行日末水位均比实际运行高，说明模拟运行的发电耗水、耗能减小，并且深溪沟电站全天的水位波动范围为656.41～658.67m，很好地控制在了其控制区内，比实际运行时的水位波动范围655.76～658.83m有所减小，同时水位升降次数也比实际运行少，变化相对平缓。

从表2可以得到，模拟运行下的瀑布沟水库水位降幅为0.41m，比实际运行时的0.60m减少0.19m；深溪沟水库水位降幅为1.60m，比实际运行时的1.95m减少0.35m；梯级总发电耗水13897万m³，比实际运行时的14285万m³减少了388万m³。经计算，采用电网给定的两电站出力方案，瀑布沟当天平均耗水率为3.34 m³/kWh，深溪沟为13.31 m³/kWh，梯级总的平均耗水率为5.35 m³/kWh；而按梯级AGC系统运行得到的两电站出力方案，瀑布沟平均耗水率为3.31 m³/kWh，深溪沟为1.58m³/kWh，梯级总的平均耗水率为5.16 m³/kWh，较前者梯级总节约耗水（5.35-5.16）/5.35*100%=3.55%。且统计显示，每次总负荷分配均可在1s内完成，这为后面的负荷控制执行节省了时间，保证了系统的实时性。由此可见，采用梯级AGC系统进行联合实时调度后，梯级总效益提高明显，系统在使梯级总发电耗水和耗能减小的同时，对不必要的穿越电站振动区和落入振动区运行的情况进行了很好的避免，从而在发电耗能耗水成本和电站运行工况转换成本之间取得了良好的平衡，模拟运行结果令人满意。

按照上述实施例，便可很好地实现本发明。

Claims (10)

1.梯级水电站厂间负荷实时分配系统，其特征在于，包括：

策略库：用于存放各种工况下的厂间负荷实时分配策略及其求解算法；

数据库服务器：用于存放各类参数、系统运行日志、负荷分配结果、电站运行结果；

监控模块：定周期运行系统主程序，实时动态显示各梯级水库电站的水情信息、运行工况、电网负荷指令及负荷分配结果，并提供友好的人机交互界面；

策略及模型计算模块：根据监控模块更新的最新运行工况、水情信息和电网负荷指令，调用策略库中相应的策略及算法，计算给出负荷分配结果；

数据传输模块：根据运行需要实时实现各种数据的传输、交互，完成与数据库服务器及其他系统之间的信息实时传递；

故障报警处理模块：实时监测系统运行是否出现异常错误，并通过人机交互界面给出报警信息和可供参考的解决方案，问题解决后系统自动解除报警；

预测计算模块：在各电站当前实发出力及来水情况下，计算出未来一定时长时水库水位变化情况，为向电网申请梯级总负荷变更提供时间和变更量上的支持；

上述中，预测计算模块、故障报警处理模块、策略及模型计算模块、数据传输模块分别与监控模块相连，策略库与策略及模型计算模块相连，数据库服务器与数据传输模块相连。

2.权利要求1所述的梯级水电站厂间负荷实时分配系统的实现方法，其特征在于，包括以下步骤：

（1）制定各种工况下的厂间负荷实时分配策略，将其存储在策略库中；将以单台机组形式存在的数据按照不同的发电机组组合形式转化成相应的电站数据，存储在数据库服务器中；将电网调度中心负荷下达系统、调节电站AGC系统及反调节电站AGC系统分别与数据传输模块相连；

（2）监控模块实时接收电网下达的梯级总发电负荷指令、实时运行工况及水情、电站参数，策略及模型计算模块根据各水库电站的运行工况，从策略库中选择相应的策略进行厂间负荷分配计算，同时将分配结果发送至调节电站AGC系统和反调节电站AGC系统；

（3）调节电站AGC和反调节电站AGC系统执行负荷分配结果，并将执行情况进行实时反馈，以便出现偏差时根据策略及模型计算模块的指令对负荷分配结果进行实时调整。

3.根据权利要求2所述的梯级水电站厂间负荷实时分配系统的实现方法，其特征在于，所述步骤（1）中，各种工况下的厂间负荷实时分配策略如下：

在反调节水库死水位Z _B,死与其正常蓄水位Z _B,蓄之间设置一个水位控制范围Z _B,down ～Z _B,up ，若反调节水库的实时水位Z _B,t 满足Z _B,up <Z _B,t ≤Z _B,蓄，则认为反调节水库水位进入高水位区；若Z _B,死≤Z _B,t <Z _B,down ，则认为反调节水库水位进入死水位区；若Z _B,down ≤Z _B,t ≤Z _B,up ，则认为反调节水库水位在其控制区；

若反调节电站水库水位进入高水位区或死水位区，且没有返回控制区的趋势时，采用反调节电站水库水位异常下的负荷分配策略；若反调节电站水库水位在控制区，且反调节电站、调节电站至少一站存在弃水时，采用弃水下的负荷分配策略；若反调节电站水库水位在控制区，且调节电站、反调节电站均无弃水，根据电网下达的调节电站、反调节电站总发电负荷指令值相对其当前总实发出力值的变幅大小，分为大负荷分配策略和小负荷分配策略；

将反调节电站水库水位异常下的负荷分配策略优先级设为最高，其次是弃水下的负荷分配策略，最后是大负荷分配策略和小负荷分配策略。

4.根据权利要求3所述的梯级水电站厂间负荷实时分配系统的实现方法，其特征在于，与监控模块相连的策略及模型计算模块工作步骤如下：

（a）根据监控模块读取到的各电站实时有功可调区间计算梯级实时有功可调区间，判断梯级总发电负荷指令是否发生变化，若是，进行下一步；否则，转至步骤（e）；

（b）判断监控模块读取到的梯级总发电负荷指令值是否在梯级实时有功可调区间内，若是，进行下一步；否则，认为指令异常，拒绝此指令，转至步骤（e）；

（c）判断梯级总发电负荷指令值是否在梯级振动区内，若是，按照靠近原则打破动力平衡将总发电负荷指令值拉离振动区；

（d）判断梯级总发电负荷指令值相对总实发出力值的变幅是否满足梯级最大出力变幅限制，若是，进行下一步；否则，认为指令异常，拒绝此指令；

（e）判断监控模块读取到的反调节电站水库水位是否在其控制区内，若是，进行下一步；否则，根据反调节电站出、入库流量关系，判断是否满足水位异常下的负荷分配策略触发条件，若是，采用反调节电站水库水位异常下的负荷分配策略进行负荷分配，转至步骤（h）；否则，进行下一步；

（f）判断监控模块读取到的梯级总发电负荷指令值相对总实发出力值有变化的情况下调节电站、反调节电站是否至少有一站存在弃水，若是，采用弃水下的负荷分配策略进行负荷分配，转至步骤（h）；否则，进行下一步；

（g）判断梯级总发电负荷指令值相对总实发出力值是小负荷变动还是大负荷变动，若是小负荷变动，采用小负荷分配策略进行负荷分配；若是大负荷变动，则采用大负荷分配策略进行负荷分配；

（h）判断是否满足退出运行的条件，若是，系统退出运行；否则，转至步骤（a），开始下一个运行周期。

5.根据权利要求4所述的梯级水电站厂间负荷实时分配系统的实现方法，其特征在于，所述反调节电站水库水位异常下的负荷分配策略的控制模型目标函数为：其中Z_B,t+1为反调节电站按照t时段初的分配结果执行到时段末的水库水位，通过出力由水能计算原理和水量平衡原理反算得到；

所述弃水下的负荷分配策略采用梯级总弃水流量最小模型的目标函数控制，该目标函数为：其中，S_i,t为i电站t时段的弃水流量。

6.根据权利要求4所述的梯级水电站厂间负荷实时分配系统的实现方法，其特征在于，所述大负荷分配策略采用梯级能量转换效率最大模型或反调节电站水库水位平稳模型或反调节电站少调负荷模型三种负荷分配控制目标中的一种进行负荷分配，其中，能量转换效率最大模型的目标函数为：

其中，E_电,t为t时段系统要求的电能；E_耗,t为t时段发电耗用的水体势能；ρ和g分别为水密度和重力加速度；P_c,t为t时段电网下达的梯级电站总发电负荷指令；P_i,t为t时段分配给i电站的发电负荷；n为参与负荷分配的梯级电站个数；Δt为t时段时长，取Δt＝τ，τ为上下游电站之间的流量滞时；H_i,t、Q_i,t分别为i电站t时段的发电水头和出库流量；

由于电网下达的梯级电站总发电负荷指令值P_c,t是个常数，所以该目标函数的实质为：

在该式中引入惩罚项λ，即：

λ取值规则如下：

式中：α为正常数；

反调节电站水库水位平稳模型的目标函数为：F＝min(|Z_B,t+1-Z_B,t|+λ)

反调节电站少调负荷模型的目标函数为：F＝min(|P_B,t-N_B,t|+λ)，其中，P_B,t为反调节电站t时段的负荷分配值；N_B,t为反调节电站t时段负荷分配前的实发出力。

7.根据权利要求4所述的梯级水电站厂间负荷实时分配系统的实现方法，其特征在于，所述小负荷分配策略为：

梯级总负荷调增，若反调节电站水库水位位于高水位区，小负荷差额优先分给反调节电站；梯级总负荷调减，若反调节电站水库水位位于死水位区，小负荷差额优先分给反调节电站；若反调节电站水库水位位于控制区，不论梯级总负荷调增还是调减，小负荷差额由运行人员根据实际需要事先设定的电站优先承担。

8.根据权利要求1～7任意一项所述的梯级水电站厂间负荷实时分配系统的 实现方法，其特征在于，所述负荷分配策略在负荷分配时所须满足的约束条件包括：

动力平衡约束：式中，P_c,t为t时段电网下达的梯级电站总发电负荷指令；P_i,t为t时段分配给i电站的发电负荷；

水量平衡约束：V_i,t+1＝V_i,t+3600(q_i,t-Q_i,t)Δt

式中：V_i,t、V_i,t+1分别为i电站t时段初、末水库蓄水量；q_i,t为i电站t时段入库流量；Δt为t时段时长，取Δt＝τ，τ为上下游电站之间的流量滞时H；i,t、Q_i,t为i电站t时段的出库流量；

流量平衡约束：

式中：S_i,t、分别为i电站t时段发电流量、弃水流量和区间来水流量；Q_i-1,t-τ为i-1电站t-τ时段出库流量；

发电流量约束：

式中：分别为i电站t时段内所允许的最大过机流量和最小发电流量；

水位约束：

式中：Z_i,t、分别为i电站t时段初水库水位及其上下限；

出库流量约束：

式中：为i电站t时段内应保证的最小下泄流量；

有功可调区间约束：

式中：分别为i电站t时段内的有功可调区间上下限，由电站开机机组的有功可调区间组合求解得到；

电站出力变幅约束：|P_i,t-N_i,t|≤ΔN_i

式中：N_i,t为i电站t时段初的实发出力；ΔN_i为i电站允许的最大出力变幅，其由电站AGC系统的特性决定；

避开振动区约束：

式中：m为i电站t时段存在于有功可调区间内的振动区个数；分别为i电站t时段第m个振动区的上下限，由电站开机机组在特定水头下的振动区组合求解得到；

站间负荷转移约束：|P_i,t-N_i,t|≤ΔP_t

式中：ΔP_t为t时段梯级电站总发电负荷指令值相对于当前总实发出力值的变化量；

非负条件约束：以上所有变量均为非负变量(≥0)。

9.根据权利要求8所述的梯级水电站厂间负荷实时分配系统的实现方法，其特征在于，在所有约束条件强制满足下无解时，通过以下步骤进行调整：

首先对站间负荷转移约束进行松弛，负荷转移量的大小由电站出力变幅约束较小者进行控制，即在强制满足其他约束条件的前提下允许通过适当的负荷转移来获取可行解；

当因电站出力变幅的限制使得站间负荷转移后依然得不到可行解时，在梯级总发电负荷指令值与分配值允许的误差范围内，对动力平衡约束进行松弛；

若仍然找不到可行解，则放开水位约束，即在没有水位约束的情况下获取分配方案，但是对于按分配方案执行Δt时长后的水位越限情况以报警的方式通知运行人员，并给出相应的负荷调整建议，提醒申请负荷调整。

10.根据权利要求9所述的梯级水电站厂间负荷实时分配系统的实现方法，其特征在于，所述步骤(1)中，将以单台机组形式存在的数据按照不同的发电机组组合形式转化成相应的电站数据，存储在数据库服务器中具体包括：

在进行厂间负荷分配时，将以机组形式存在的数据转换成电站形式的数据，即将电站的实际发电机组虚拟成一台机组，根据各台发电机组的特征参数与曲 线，利用数学方法将其转换为单台机组的相应特征参数与曲线直接作为电站数据使用，主要包括用于厂间负荷分配计算时由电站分配负荷及当前水头计算其发电流量时使用的机组HNQ曲线和作为负荷分配计算时的约束条件使用的振动区的组合；

其中，机组HNQ曲线的组合包括以下两种方式：

①将不同特性的HNQ曲线按组合方式运用最小二乘法拟合成一定的函数关系，使用时根据机组组合情况直接利用对应的函数关系进行计算；

②在发电机组台数和型号已知的情况下，采用动态规划算法在考虑各台机组相应水头振动区约束下求解厂内总发电流量最小模型，目标函数如下：

式中：p_i为分配给第i台机组的负荷；h为水头；n为参与负荷分配的机组台数；q_i为第i台机组在p_i和h下的发电流量；

根据各组合机组的HNQ曲线，利用上式生成虚拟单台机组在不同水头下的出力与发电流量关系离散点，使用时直接利用这些离散点进行插值即可；

机组振动区组合成电站振动区，特定水头下，其求解过程如下：

(n1)单机振动区取补集运算，得到单机可运行区；

(n2)单机彼此之间进行可运行区交叉组合操作，对组合后的可运行区取并集运算，得到电站可运行区；

(n3)电站可运行区取补集运算，获得电站振动区。