CN104538993A - 一种梯级水电站群自动发电控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种梯级水电站群自动发电控制方法，属于水利电力技术领域。本发明包括：选择水电站并对其进行分类、拓扑关系处理；设置相关初始条件；确定各水电站联合振动区及出力修正方式；对梯级实时负荷进行分解获取基本负荷(EDC)分量及调节负荷(ACE)分量，根据实时信息偏差判定是否调用梯级EDC模型；构建梯级EDC模型分配EDC分量；构建狭义梯级AGC模型分配ACE分量；获得梯级水电站实时设定出力。本发明充分发挥日调节水电站的反调节作用协调梯级调峰与调频运行，针对梯级负荷EDC分量和ACE分量分别进行分配，有效避免大规模负荷转移问题，保证梯级水电站的经济性及安全性，进一步增强本发明的工程实用性。

Description

一种梯级水电站群自动发电控制方法

技术领域

本发明属于水利电力技术领域，更具体地，涉及一种梯级水电站群自动发电控制方法。

背景技术

梯级自动发电控制(Automatic Generation Control，以下简称AGC)的目的是将电网实时负荷安全、经济地分配到梯级内各水电站，与梯级短期发电优化调度任务类似。因此现有技术中通常借鉴梯级短期优化调度模型建立梯级AGC数学模型，只是将计算时段缩短来保证梯级AGC的实时性要求。但是上述方法存在如下技术缺陷：(1)梯级AGC模型边界条件，例如梯级总负荷、水库上库水位及入库流量等，实时微小变化将导致梯级水电站间分配的负荷在连续时间上剧烈跳变，产生厂间负荷大规模转移现象；(2)利用等耗水分配方法虽然能够解决(1)中存在的问题，但是实际应用中该方式因为水流的流达时间使得上下游水电站出库入库并不能同步，未能发挥下游水电站的反调节作用，导致梯级调峰与调频运行的冲突；(3)以单站机组为对象静态建模处理振动区问题，可能导致梯级某一水电站分配的负荷使得某些机组状态不得不处于振动区，而且忽略梯级AGC运行过程中水电站机组运行台数的变化对全厂振动区范围及位置的影响；(4)当面对大型流域梯级，在水电站数目较多的情况下，动态规划类算法求解上述模型会因为“维数障碍”问题使得在目前电网计算机硬件平台上进行负荷分配计算无法达到实时性要求。上述技术缺陷均使得现有梯级自动发电控制技术方法在实际工程应用中不够完善成熟。

发明内容

针对现有技术的以上缺陷或改进需求，本发明提供一种梯级水电站群自动发电控制方法。通过将梯级负荷分解成基本负荷分量(EDC分量)和调节负荷分量(ACE分量)，在充分考虑水流时滞影响以及发挥下游水电站反调节作用的情况下，合理、高效分配各负荷分量，避免相关条件的实时变化导致厂间大规模负荷转移，协调梯级水电站调峰与调频运行，采用联合躲避振动区方式来保证各水电站机组的安全运行，最终使得梯级AGC迅速响应、合理分配、经济安全的应用于工程实际。

本发明提供一种梯级水电站群自动发电控制方法，包括以下步骤：

步骤1选择n个参与梯级自动发电控制的水电站，根据调节性能将其分类，并确定各水电站从上游至下游的计算顺序序列S_i，i＝1,2,…n，n为正整数；

步骤2获取所述n个水电站的日前计划并设置所述n个水电站的约束条件；

步骤3计算所述n个水电站在不同机组组合情况下的全厂振动区及可运行区；

步骤4获取梯级实时负荷P_tnow以及各水电站实时出力水位若不全部满足以下条件，则执行步骤5，否则执行步骤6：

$\left\{\begin{array}{c}|P_{t_{\mathrm{now}}}-P_{t_0}|\≤{\mathrm{\ΔP}}_{\max }\\ |N_{{i,t}_{\mathrm{now}}}-N_{{i,t}_0}|\≤{\mathrm{\ΔN}}_{i,\max }\\ |Z_{{i,t}_{\mathrm{now}}}-Z_{{i,t}_0}|\≤{\mathrm{\ΔZ}}_{i,\max }\end{array}\right.$

其中，t_now表示当前时刻；t₀表示当前时刻所处于的日前发电计划的时段；表示t₀时段梯级发电计划出力；ΔP_max表示最大允许偏差；分别表示水电站i在t₀时段发电计划出力、水位；ΔN_i,max、ΔZ_i,max分别表示水电站i的最大允许出力偏差、最大水位偏差；

步骤5以获得的各水电站实时信息作为边界条件，将电网实时下达的t₀时段后的负荷曲线作为基本负荷分量P_t,EDC分配至所述n个水电站，得到满足所述约束条件的水电站t₀时段后新的发电指导出力N_i,t0，其中，t＝t₀,t₀+1,…T，T表示梯级水电站运行的时段总数；

步骤6将当前时刻t_now的负荷偏差作为调节负荷分量P_ACE，即：

$P_{\mathrm{ACE}}=P_{t_{\mathrm{now}}}-P_{t_0,\mathrm{EDC}}$

采用等耗水方法将所述调节负荷分量P_ACE分配至所述n个水电站，获取各水电站当前时段出力的调节负荷分量N_i,ACE；表示为t₀时段的梯级基本负荷分量；

步骤7将所述步骤5～6中所获得当前时段的指导出力和当前时段出力的调节负荷分量相加即为各水电站当前时段的实时设定出力N_i，即：

N_i＝N_i,t0+N_i,ACE。

总体而言，通过本发明所构思的以上技术方案与现有技术相比，具有以下有益效果：

(1)解决现有梯级AGC技术中由于水电站实际运行产生的水位等偏差以及电网实时负荷变化导致的厂间大规模负荷转移问题，在实际应用中保证各水电站实时出力平稳，减少电厂开停机次数，提高其经济以及安全效益；

(2)充分发挥了下游水电站反调节作用，协调梯级调峰与调频运行，保证梯级水电站的最大化利用；

(3)动态考虑水电站机组实时运行状态，保证电厂振动区的准确性，并采用联合躲避振动区方法协调站间的负荷分配值，避开单站面临的不可调控区且不影响整个电网的稳定运行；

(4)梯级AGC运行时无需每次调用梯级EDC，大大提高实时负荷分配效率，面对大规模流域梯级水电站群AGC也能在现有平台轻易达到实时性要求，进一步增强梯级AGC的实用性。

附图说明

图1为本发明梯级水电站群自动发电控制方法的流程图；

图2为本发明B类水电站流量调整的示意图；

图3为本发明B类水电站水位调整的示意图；

图4为本发明联合修正水电站出力避开振动区的流程图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。

图1所示为本发明梯级水电站群自动发电控制方法的流程图，具体包括以下步骤：

步骤1选择多个参与梯级AGC的水电站，根据其调节性能将其分类，并采用遍历搜索法确定梯级水电站上下游关系，获取相关计算顺序。在本发明实施例中，选择n(n≥2)个梯级AGC水电站，根据水电站库容调节系数β将水电站分为三类：A类——季调节及其以上(β≥3％)，B类——日调节及不完全日调节(2％≤β<3％)，C类——径流式(β<2％)。采用逆向遍历搜索确定梯级各水电站从上游至下游的计算顺序序列S_i(i＝1,2,…n)。

步骤2获取梯级各水电站日前计划并设置边界条件及相关参数。读取根据电网下达的负荷曲线而制定的指导梯级水电站运行的T(T一般为96)个时段的发电计划，主要包括水电站i的出力过程N_i,t、水位过程Z_i,t、下泄流量过程R_i,t、入库流量过程I_i,t以及梯级总出力过程P_t；设置梯级基本负荷(以下简称EDC)计算精度δ；设置实时梯级负荷与计划出力偏差范围：|ΔP|≤ΔP_max，ΔP_max表示最大允许偏差；设置实时水电站信息与水电站发电计划的偏差范围：|ΔN_i|≤ΔN_i,max，|ΔZ_i|≤ΔZ_i,max，其中ΔN_i,max、ΔZ_i,max分别表示水电站i的最大允许出力偏差、最大水位偏差。

设置水电站以及机组的约束条件，其中，水电站水位约束：Z_i,t,min≤Z_i,t≤Z_i,t,max，Z_i,t,min、Z_i,t,max分别表示水电站i在t时段的最低和最高水位；水电站出力约束：N_i,t,min≤N_i,t≤N_i,t,max，N_i,t,min、N_i,t,max分别表示水电站i在t时段的最小和最大出力；水电站下泄流量约束：R_,t,min≤R_i,t≤R_i,t,max，R_i,t,min、R_i,t,max分别表示水电站i在t时段的最小和最大下泄流量；水电站水量平衡方程：V_i,t+I_i,t·Δt＝V_i,t+1+R_i,t·Δt，V_i,t、V_i,t+1分别表示水电站i在t时段的初库容和和末库容，Δt为一个时段的时间间隔；机组出力约束：P_i,k,min≤P_i,k≤P_i,k,max，P_i,k,min、P_i,k,max分别表示水电站i的机组k的出力上下限；机组不可运行区： 分别表示水电站i的机组k的第j个不可运行区的上下限。在上述各公式中，i＝1,2,3，…n；t＝1,2,…T；k＝1,2,…PNi，PNi为水电站i的机组台数。

步骤3计算各水电站在不同机组组合下的全厂振动区及可运行区。根据各水电站机组的不可运行区，利用组合数学理论生成组合振动区，以此将水电站出力可调节范围进行分段，获得水电站可运行区，即：

$N_{i,\mathrm{\&phi;},\min }^m\&le;N_{i,\mathrm{\&phi;}}^m\&le;N_{i,\mathrm{\&phi;},\max }^m$

其中，分别表示水电站i在机组组合状态φ的第m个全厂可运行区的上下限。

步骤4获取梯级实时负荷以及各水电站实时出力水位若不全部满足以下条件，则执行步骤5，否则执行步骤6：

$\left\{\begin{array}{c}|P_{t_{\mathrm{now}}}-P_{t_0}|\&le;{\mathrm{\&Delta;P}}_{\max }\\ |N_{{i,t}_{\mathrm{now}}}-N_{{i,t}_0}|\&le;{\mathrm{\&Delta;N}}_{i,\max }\\ |Z_{{i,t}_{\mathrm{now}}}-Z_{{i,t}_0}|\&le;{\mathrm{\&Delta;Z}}_{i,\max }\end{array}\right.$

其中，t_now表示当前时刻；t₀表示当前时刻所处于的日前发电计划的时段；表示t₀时段梯级发电计划出力；ΔP_max表示最大允许偏差；分别表示水电站i在t₀时段发电计划出力、水位；ΔN_i,max、ΔZ_i,max分别表示水电站i的最大允许出力偏差、最大水位偏差；

步骤5针对EDC分量具有平滑、幅值较大、趋势性明显以及其当前时段决策对后时段的决策有较大影响等特性，建立梯级EDC模型分配基本负荷分量从而保证梯级AGC的经济性。

以获得的各水电站实时信息(实时水位、入库流量等)作为边界条件，将电网实时下达的t₀时段后的负荷曲线作为基本负荷分量P_t,EDC(t＝t₀,t₀+1,…T)分配至各个水电站，得到满足各种约束条件的水电站t₀时段后新的发电指导出力N_i,t0。具体包括以下子步骤：

(5-1)按照计算顺序S_i遍历所有水电站，考虑水流时滞、调峰运行以及下游电站的反调节作用，针对A类、B类和C类不同调节类型的水电站分别按下述方法建立差异化发电调度模型，从而确定各水电站初始出力：

对于A类水电站的发电调度模型：将t₀至T时段总的发电量E_i按照基本负荷分量P_t,EDC各时段出力所占比例分配至各个时段，即：

$N_{i,t}=\frac{E_i}{\mathrm{\&Delta;t}}\&CenterDot;P_{t,\mathrm{EDC}}/\underset{t=t_0}{\overset{T}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{t,\mathrm{EDC}}$

其中初始电量可根据水量进行换算。之后遍历所有时段，将越限时段的出力之和以均摊原则分配至未越限时段，直至所有时段满足出力约束；

对于B类水电站的发电调度模型：将t₀至T时段总的来水量W_i按照基本负荷分量P_t,EDC各时段出力所占比例确定下泄流量，即：

$R_{i,t}=\frac{W_i}{\mathrm{\&Delta;t}}\&CenterDot;P_{t,\mathrm{EDC}}/\underset{t=t_0}{\overset{T}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{t,\mathrm{EDC}}$

其中，来水量在此基础上进行流量、水位调整，使得最终的下泄流量以及水位满足约束。

图2所示为本发明B类水电站的流量调整示意图，遍历所有时段，将超过下泄流量约束时段的下泄流量之和以均匀分摊原则分配至未超过下泄流量约束时段，使得所有时段下泄流量满足约束，最后以获取的各下泄流量演算出水位过程。

图3所示为本发明B类水电站的水位调整示意图，遍历所有时段，若在某时段水位超过最高水位且达到最高，则该时段之前所有时段均匀增加下泄流量，直至增加的用水量等于该时段超过最高水位的水量；若在某时段水位低于最低水位且达到最低，则该时段之前所有时段均匀减少下泄流量，直至减少的用水量等于该时段低于最低水位的水量。重复上述过程，直至所有时段均未出现上述情况，则所有时段的水位满足约束条件，在此情况演算获得该水电站的出力过程。

对于C类水电站的发电调度模型：该类水电站在满足各约束条件下按顺时序直接根据保持不变的水位过程演算得到出力过程。

(5-2)更新计算A类水电站总的出力，即：

$N_{t,\mathrm{SUM}}=P_{t,\mathrm{EDC}}-\underset{i\&Element;B\&cup;C}{\mathrm{\&Sigma;}}{N}_{i,t}$

其中，N_t,SUM表示A类水电站新的总出力过程；表示B、C类水电站总出力过程。

(5-3)遍历所有时段，依据各水电站时段出力所占比例重新将各时段总的出力偏差Δp_t分配至各个A类水电站，并保证其满足水电站出力约束，即：

$N_{i,t}=N_{i,t}+{\mathrm{\&Delta;p}}_t\&CenterDot;N_{i,t}/\underset{t=t_0}{\overset{T}{\mathrm{\&Sigma;}}}{N}_{i,t}(i\&Element;A)$

其中，出力偏差 是A类电站未更新前的总的出力。

(5-4)根据(5-3)获取的A类电站新的出力过程演算A类电站下泄过程，更新计算所有B类和C类水电站的入库流量，分别再次按照步骤(5-1)中的B类和C类发电调度模型求解，重新获得B类和C类水电站的出力以及水位和下泄流量。

(5-5)计算梯级总出力与电网给定负荷的最大偏差：

$\underset{t_0\&le;t\&le;T}{\max }\left\{\right|\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{N}_{i,t}-P_{t,\mathrm{EDC}}\left|\right\}$

若其大于计算精度δ，则执行步骤(5-2)～(5-4)进行迭代计算直至其小于计算精度δ。

(5-6)以上述过程中所得到的出力作为各电站的目标出力，遍历所有电站，每次针对单一水电站调整其目标出力，其他水电站配合该站目标出力修正，最终使得所有水电站目标出力避开全厂振动区，保证最少水电站目标出力处于振动区，则此时各电站目标出力过程即为该电站指导出力过程。

图4所示为本发明联合修正水电站出力避开振动区的流程图，根据步骤3中获得的各水电站全厂可运行区，判定该水电站当前出力是否在振动区内，是则修正电站当前出力至最近的可运行区；否则判定电站目标出力是否在振动区内，是则修正电站目标出力至最近的可运行区；否则判定电站当前出力与目标出力是否在同一可运行区，是则联合修正其他水电站目标出力；否则修正目标出力至当前出力所在可运行区。最后进入下一电站目标出力修正。

步骤6针对调节负荷(以下简称ACE)分量幅值很小、随机性较强、对后时段决策无影响等特性建立狭义梯级自动发电控制模型分配调节负荷分量，保证梯级AGC的实时性，避免大规模负荷转移问题。

将当前时刻t_now的负荷偏差作为调节负荷分量，即：

$P_{\mathrm{ACE}}=P_{t_{\mathrm{now}}}-P_{t_0,\mathrm{EDC}}$

采用等耗水方法将调节负荷分量P_ACE分配至各个梯级水电站，获取各水电站当前时段出力的ACE分量N_i,ACE，表示为t₀时段的梯级基本负荷分量。

在本发明实施例中，等耗水分配方法满足如下分配原则：

$\left\{\begin{array}{c}\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{N}_{i,\mathrm{ACE}}=P_{\mathrm{ACE}}\\ R_{i,\mathrm{ACE}}=R_{j,\mathrm{ACE}}(i,j=\mathrm{1,2},...n)\end{array}\right.$

其中，R_i,ACE、R_j,ACE表示任意两个水电站得到ACE出力分量所消耗的流量。

步骤7将步骤5与步骤6中所获得当前时段的指导出力(即当前时段的EDC分量)和当前时段出力的ACE分量相加即为各水电站当前时段的实时设定出力N_i，即：

N_i＝N_i,t0+N_i,ACE。

本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种梯级水电站群自动发电控制方法，其特征在于，包括：

步骤1选择n个参与梯级自动发电控制的水电站，根据调节性能将其分类，并确定各水电站从上游至下游的计算顺序序列S_i，i＝1,2,…n，n为正整数；

步骤2获取所述n个水电站的日前计划并设置所述n个水电站的约束条件；

步骤3计算所述n个水电站在不同机组组合情况下的全厂振动区及可运行区；

步骤4获取梯级实时负荷以及各水电站实时出力水位若不全部满足以下条件，则执行步骤5，否则执行步骤6：

$\left\{\begin{array}{c}|P_{t_{\mathrm{now}}}-P_{t_0}|\&le;\mathrm{\&Delta;}{P}_{\max }\\ |N_{{i,t}_{\mathrm{now}}}-N_{i,t_0}|\&le;\mathrm{\&Delta;}{N}_{i,\max }\\ |Z_{{i,t}_{\mathrm{now}}}-Z_{i,t_0}|\&le;\mathrm{\&Delta;}{Z}_{i,\max }\end{array}\right.$

其中，t_now表示当前时刻；t₀表示当前时刻所处于的日前发电计划的时段；P_t0表示t₀时段梯级发电计划出力；ΔP_max表示最大允许偏差；分别表示水电站i在t₀时段发电计划出力、水位；ΔN_i,max、ΔZ_i,max分别表示水电站i的最大允许出力偏差、最大水位偏差；

步骤5以获得的各水电站实时信息作为边界条件，将电网实时下达的t₀时段后的负荷曲线作为基本负荷分量P_t,EDC分配至所述n个水电站，得到满足所述约束条件的水电站t₀时段后新的发电指导出力N_i,t0，其中，t＝t₀,t₀+1,…T，T表示梯级水电站运行的时段总数；

步骤6将当前时刻t_now的负荷偏差作为调节负荷分量P_ACE，即：

$P_{\mathrm{ACE}}=P_{t_{\mathrm{now}}}-P_{t_0,\mathrm{EDC}}$

采用等耗水方法将所述调节负荷分量P_ACE分配至所述n个水电站，获取各水电站当前时段出力的调节负荷分量N_i，ACE；表示为t₀时段的梯级基本负荷分量；

步骤7将所述步骤5～6中所获得当前时段的指导出力和当前时段出力的调节负荷分量相加即为各水电站当前时段的实时设定出力N_i，即：

N_i＝N_i,t0+N_i,ACE。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤1中根据水电站库容调节系数β将所述n个水电站分为三类：β≥3％为A类，即季调节及其以上；2％≤β<3％为B类，即日调节及不完全日调节；β<2％为C类，即径流式。

3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述步骤5包括以下子步骤：

(5-1)按照计算顺序S_i遍历所有水电站，针对所述A类、所述B类和所述C类不同调节类型的水电站分别按下述方法建立差异化发电调度模型：

对于所述A类水电站的发电调度模型：将t₀至T时段总的发电量E_i按照基本负荷分量P_t,EDC各时段出力所占比例分配至各个时段，即：

$N_{i,t}=\frac{E_i}{\mathrm{\&Delta;t}}\&CenterDot;P_{t,\mathrm{EDC}}/\underset{t=t_0}{\overset{T}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{t,\mathrm{EDC}}$

其中，初始电量可根据水量进行换算，之后遍历所有时段，将越限时段的出力之和以均摊原则分配至未越限时段，直至所有时段满足出力约束；

对于所述B类水电站的发电调度模型：将t₀至T时段总的来水量W_i按照基本负荷分量P_t,EDC各时段出力所占比例确定下泄流量，即：

$R_{i,t}=\frac{W_i}{\mathrm{\&Delta;t}}\&CenterDot;P_{t,\mathrm{EDC}}/\underset{t=t_0}{\overset{T}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{t,\mathrm{EDC}}$

其中，来水量在此基础上进行流量、水位调整，使得最终的下泄流量以及水位满足约束；

对于所述C类水电站的发电调度模型：在满足各约束条件下按顺时序直接根据保持不变的水位过程演算得到出力过程；

(5-2)更新计算所述A类水电站总的出力，即：

$N_{t,\mathrm{SUM}}=P_{t,\mathrm{EDC}}-\underset{i\&Element;B\&cup;C}{\mathrm{\&Sigma;}}{N}_{i,t}$

其中，N_t,SUM表示所述A类水电站新的总出力过程；表示所述B、C类水电站总出力过程；

(5-3)遍历所有时段，依据各水电站时段出力所占比例重新将各时段总的出力偏差Δp_t分配至各个A类水电站，并保证其满足水电站出力约束，即：

$N_{i,t}=N_{i,t}+\mathrm{\&Delta;}{p}_t\&CenterDot;N_{i,t}/\underset{t=t_0}{\overset{T}{\mathrm{\&Sigma;}}}{N}_{i,t}(i\&Element;A)$

其中，出力偏差是所述A类电站未更新前的总的出力；

(5-4)根据所述步骤(5-3)获取的A类电站新的出力过程演算A类电站下泄过程，更新计算所有B类和C类水电站的入库流量，分别再次按照所述步骤(5-1)中的B类和C类发电调度模型求解，重新获得B类和C类水电站的出力以及水位和下泄流量；

(5-5)计算梯级总出力与电网给定负荷的最大偏差：

$\underset{t_0\&le;t\&le;T}{\max }\left\{\right|\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{N}_{i,t}-P_{t,\mathrm{EDC}}\left|\right\}$

若其大于计算精度δ，则执行所述步骤(5-2)～(5-4)进行迭代计算直至其小于计算精度δ；

(5-6)以所得到的出力作为各电站的目标出力，遍历所有电站，每次针对单一水电站调整其目标出力，其他水电站配合该站目标出力修正，最终使得所有水电站目标出力避开全厂振动区，保证最少水电站目标出力处于振动区，则此时各电站目标出力过程即为该电站指导出力过程。

4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述步骤(5-6)中使得所有水电站目标出力避开全厂振动区的方法包括：根据所述步骤3中获得的各水电站全厂可运行区，判定水电站当前出力是否在振动区内，是则修正电站当前出力至最近的可运行区；否则判定电站目标出力是否在振动区内，是则修正电站目标出力至最近的可运行区；否则判定电站当前出力与目标出力是否在同一可运行区，是则联合修正其他水电站目标出力；否则修正目标出力至当前出力所在可运行区。

5.如权利要求1-4中任一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤2中所述日前计划包括水电站i的出力过程N_i,t、水位过程Z_i,t、下泄流量过程R_i,t、入库流量过程I_i,t以及梯级总出力过程P_t；所述约束条件包括水电站水位约束：Z_i,t,min≤Z_i,t≤Z_i,t,max，Z_i,t,min，Z_i,t,max分别表示水电站i在t时段的最低和最高水位；水电站出力约束：N_i,t,min≤N_i,t≤N_i,t,max，N_i,t,min，N_i,t,max分别表示水电站i在t时段的最小和最大出力；水电站下泄流量约束：R_,t,min≤R_i,t≤R_i,t,max，R_i,t,min，R_i,t,max分别表示水电站i在t时段的最小和最大下泄流量；水电站水量平衡方程：V_i,t+I_i,t·Δt＝V_i,t+1+R_i,t·Δt，V_i,t，V_i,t+1分别表示水电站i在t时段的初库容和和末库容，Δt为一个时段的时间间隔；机组出力约束：P_i,k,min≤P_i,k≤P_i,k,max，P_i,k,min，P_i,k,max分别表示水电站i的机组k的出力上下限；机组不可运行区：分别表示水电站i的机组k的第j个不可运行区的上下限，其中，i＝1,2,3…n；t＝1,2,…T；k＝1,2,…PNi，PNi为水电站i的机组台数。

6.如权利要求1-4中任一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤3中根据各水电站机组的不可运行区，利用组合数学理论生成组合振动区，以此将水电站出力可调节范围进行分段，获得水电站的所述可运行区，即：

$N_{i,\mathrm{\&phi;},\min }^m\&le;N_{i,\mathrm{\&phi;}}^m\&le;N_{i,\mathrm{\&phi;},\max }^m$

其中，分别表示水电站i在机组组合状态φ的第m个全厂可运行区的上下限。

7.如权利要求1-4中任一项所述的方法，其特征在于，所述步骤6中所述等耗水方法满足如下分配原则：

$\left\{\begin{array}{c}\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{N}_{i,\mathrm{ACE}}=P_{\mathrm{ACE}}\\ R_{i,\mathrm{ACE}}=R_{j,\mathrm{ACE}}(i,j=\mathrm{1,2},...n)\end{array}\right.$

其中，R_i,ACE、R_j,ACE表示任意两个水电站得到ACE出力分量所消耗的流量。