CN104636830A - 一种来水变化下省级电网水火电实时负荷调整方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种来水变化下省级电网水火电实时负荷调整方法，针对来水预报不准确或者流域上游及区间来水变化等多种情况，在充分考虑火电负荷调整带宽以及水电站当前运行工况的基础上，通过实时负荷调整策略调整水火电出力有效降低径流预报误差以及来水变化对梯级水电站未来时段调度产生的不利影响。来水增加时，在梯级水电站满足末水位约束和尽量不弃水的前提下，充分发挥梯级水电站的补偿效益以加大水电出力，减少火电煤耗；来水减少时，在梯级水电站满足下泄流量、电网负荷平衡和末水位约束的前提下，对梯级间负荷进行合理分配，充分发挥梯级水电站的蓄能效应，及时提高火电出力满足负荷平衡要求，保证电网的安全稳定运行。

Description

一种来水变化下省级电网水火电实时负荷调整方法

技术领域

本发明属于水电能源优化运行和电力系统发电优化调度技术领域，更具体地，涉及一种来水变化下省级电网水火电实时负荷调整方法。

背景技术

在水电站实际运行中，当来水预报不准确或者流域上游及区间来水变化时，梯级水电站实际入流可能产生的发电出力将与电网基于确定性来水预报制定并下达给水电站的计划负荷不匹配。若水电站仍按原计划负荷运行，将容易导致梯级水电站发电过程中水位约束遭到破坏或产生大量弃水，为此，需对电网水火电出力进行实时调整。然而，现行的水火电出力实时控制多采用经验调控，其结果的好坏依赖调度人员的经验，缺乏理论依据和数据支持。

在实际运行中，当来水突然增大时，经验调控的方式未能从梯级整体的角度考虑，忽略各电站间的水力联系，难以发挥梯级水电站联合调度的优越性。尤其是突然来水时，未考虑降低火电出力以吸纳水电增加的出力，进而加大梯级水电站的弃水风险；当来水减少时，经验调控的方式未能充分发挥上下游电站的蓄能效应，致使梯级水电站联合调度的水文补偿和库容补偿调节效益得不到充分体现。并且在水电出力不足时，未考虑及时提高火电出力满足负荷平衡要求，难以保证电网的安全稳定运行。

发明内容

针对现有技术的以上缺陷或改进需求，本发明提供一种来水变化下省级电网水火电实时负荷调整方法，解决针对短期来水预报不准确或者流域上游及区间来水变化所带来的梯级水电站实际发电出力与基于确定性来水预报制定的电网计划负荷不匹配的问题，能有效降低径流预报误差以及来水变化对梯级水电站未来时段调度产生的不利影响，根据实际来水实时调整水电站发电出力，并能使制定的水火电出力调整计划满足电站运行要求和电网安全稳定运行约束条件。

本发明提供一种来水变化下省级电网水火电实时负荷调整方法，包括以下步骤：

步骤1根据流域最新径流预报成果，以电网调度部门下达的日前出力计划作为梯级水电站次日实时出力设定值，运用一维搜索算法迭代查找出水电站在所述发电出力设定值下所需的下泄流量值；

步骤2计算水电站的毛水头、水头损失、净水头、各机组出力和流量范围，根据给定开机顺序和机组预想出力耗水率的排序，遍历所有机组，将时段出库流量在开机机组间进行优化分配，使水电站耗水率最小；

步骤3以梯级水电站总耗水量最小为目标，从上游至下游依次进行梯级水电站全时段运行仿真模拟，获得各水电站的出力、水位以及流量过程；

步骤4比较所述步骤3计算得到的水电站i在计算末时段的水位Z_i,T与水位控制值Z_i,end，若Z_i,T＞Z_i,end则执行步骤5；若Z_i,T＜Z_i,end，则执行步骤8；

步骤5判断所述步骤3中水电站各时段计算结果是否违反流量约束，若均满足流量约束，则执行步骤6；否则，调整违反约束时段的出力再进行所述步骤2的所述优化分配方法直至满足流量约束为止，执行步骤6；

步骤6判断所述步骤5中计算结果是否违反水位约束，若水位满足要求，则执行步骤7；否则，逐步加大电站时段出力并进行梯级全时段以电定水计算，将水位降至控制水位，若出力增至满发仍无法满足水位约束，则水电站按给定控制水位上限值运行，并进行梯级全时段以水定电计算以获得新的时段出力方案，获得来水增加情形下的水火电出力实时调整方案，流程结束；

步骤7累加梯级各水电站时段出力，依据电网时段负荷平衡约束计算火电出力，若火电出力在带宽限制要求内，则按照新的出力方案进行梯级全时段以电定水计算，获得来水增加情形下的水火电出力实时调整方案；否则，火电按最小出力限额发电，同时依据省网水火总负荷要求相应减小各水电站出力，再进行所述步骤2的所述优化分配方法，获得来水增加情形下的水火电出力实时调整方案；

步骤8判断所述步骤3中计算得到的全时段水位过程是否违反所述水位约束公式，若水位满足要求，则执行步骤9；否则减小电站时段出力将水位升至控制水位；若出力减至下限仍未能满足水位约束要求，则电站按最小出力运行，并以电定水计算水电站流量、水位过程，执行步骤9；

步骤9累加梯级各电站时段出力，计算电站出力变化量；判断各时段水火电联合出力是否满足电网全时段负荷平衡约束，若是，则进行梯级厂间负荷分配以获得最大梯级蓄能，进行梯级电站全时段以电定水计算到的各水电站出力、水位、流量过程及火电出力过程，获得来水减小情形下的水火电出力实时调整方案；否则，判断火电出力是否小于最大出力限制，是则获得来水减小情形下的水火电出力实时调整方案，否则火电按照最大出力发电。

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：

本发明从电网水火电联合调度的角度出发，在来水增加情况下，以不弃水或尽量少弃水为原则加大水电出力，并通过降低火电出力以充分吸纳水电增加的出力，有效提高了水能利用率，减少了火电煤耗；同时，在来水减少时，本发明能充分考虑梯级水电站的蓄能效应，对梯级水电站负荷进行合理分配，并在水电发电能力不足时及时调整火电出力以使总出力满足电网下达计划要求，保证了电网的安全稳定运行；

本发明提供的预想出力精细化流量分配方法能综合考虑机组稳定运行区、机组效率、机组开机优先顺序、水头损失等因素的影响，将水电站出力或流量精细化分配至每台机组，有效提高了水电站水能利用率。

附图说明

图1为本发明来水变化下省级电网水火电实时负荷调整方法流程图；

图2为本发明来水增加情形下的沅水流域梯级水电站水位过程图；

图3为本发明来水增加情形下的沅水流域梯级水电站出力过程图；

图4为本发明来水增加情形下的湖南省火电出力过程图；

图5为本发明来水减少情形下的沅水流域梯级水电站水位过程图；

图6为本发明来水减少情形下的沅水流域梯级水电站出力过程图；

图7为本发明来水减少情形下的湖南省火电出力过程图。

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所示为本发明来水变化下省级电网水火电实时负荷调整方法流程图。当来水增加时，特别是对于径流式电站，由于其水库调蓄能力较小，电站容易出现水位越限或大量弃水的情况，此时应对水火电计划出力进行调整；当来水减小时，特别是对于径流式电站，当来水无法满足日计划出力要求时，则需动用水库调节库容进行发电，导致水位大幅下降，违反电站期末控制水位约束，此时亦需对水火电出力进行调整。具体包括以下步骤：

步骤1：根据流域最新径流预报成果，以电网调度部门下达的日前出力计划作为梯级水电站次日实时发电出力设定值，结合电站NHQ表(出力-净水头-下泄流量关系表)，运用二分法或0.618法等一维搜索算法迭代查找出水电站在该发电出力设定值下所需的下泄流量值。

步骤2：水电站流量精细化分配。将时段出库流量在开机机组间进行优化分配，具体包括以下子步骤：

(2-1)根据水电站运行水位和下泄流量，结合下泄流量-下游水位关系表得到下游水位，根据下述公式(1)计算电站毛水头，并在数据库中查找机组预想出力表和稳定运行区表，获得对应水头下的机组预想出力和稳定运行区；结合人工设定的出力约束，首先假定净水头＝毛水头，通过查询机组的NHQ表得到各机组相应流量，根据下泄流量-水头损失关系表查到水头损失，根据公式(2)计算净水头，并判断其与毛水头之间的差值，不满足给定值则重新假定净水头＝计算净水头值，再迭代计算直到满足给定值，从而根据机组NHQ表确定机组在该水头下的最大最小出力和流量，最终得到各机组出力和流量范围；

$H_{\mathrm{mao}}=\frac{Z_0+Z_1}{2}-Z_d---\left(1\right)$

其中，H_mao表示水电站毛水头；Z_d表示下游水位；Z₀和Z₁分别表示当前时段和下时段的水库运行水位。

H_jing＝H_mao-H_loss   (2)

其中，H_jing表示水电站净水头；H_loss表示水头损失。

(2-2)在给定开机顺序和机组预想出力耗水率排序的基础上，根据“耗水率小的机组先开机；耗水率大的机组先停机”原则确定机组开停机优先级，得到机组开停机顺序；根据开机顺序和剩余发电流量，依次判断剩余流量是否大于机组满发流量，若是，则该机组按照预想出力满发，同时剩余发电流量减去当前机组发电流量；否则，跳转至下一台机组重复步骤(2-2)直至所有机组均遍历；

(2-3)若仍存在剩余发电流量ΔQ，则计算已开机组的可调节流量Q_n,s(见公式(3))，并从已知数据库中查出未开机组的最小开机流量Q_un,min；当剩余可发电流量与可调节流量之和大于最小开机流量且存在可用的未开机组，则增开所需开机流量最小的那台机组，该机组按照最小开机流量发电；若剩余可发电流量与可调节流量之和小于最小开机流量且存在可用的未开机组，则增开机组按照最小开机流量发电，其他已开机组按照公式(4)降低发电流量；若不存在可用机组，直接将剩余可发电流量作为弃水。

Q_n,s＝Q_n,max-Q_n,min   (3)

其中，Q_n,s表示第n号机组的可调节流量，Q_n,max、Q_n,min分别表示第n号机组的最大、最小开机流量。

ΔQ_n＝Q_un,min-ΔQ/N   (4)

其中，ΔQ_n表示已开机组降低的发电流量；Q_un,min表示未开机组的最小开机流量；ΔQ表示剩余发电流量；N表示已开机组台数。

(2-4)根据步骤(2-3)的流量分配结果，“以电定水”(已知出力任务、入流以及时段初水位，求电站最小耗水量)计算该时段的机组出力及电站总出力N₁；计算在步骤(2-2)开机方式下(ΔQ未经过步骤(2-3)的重新分配过程)的电站总出力N₂。若N₁＞N₂，则最终的时段出库流量分配方式采纳步骤(2-3)的流量分配结果；若N₁≤N₂，则最终的时段出库流量分配方式直接按照步骤(2-2)的分配结果，即ΔQ直接作为弃水。

步骤3：从上游至下游依次进行梯级全时段“以电定水”(即已知出力任务、入流以及时段初水位，求电站最小耗水量)运行仿真模拟，获得各水电站出力、水位以及流量过程。

步骤4：比较步骤3计算得到的水电站i在计算末时段的水位Z_i,T与水位控制值Z_i,end，判断来水增加还是减少，以进行不同来水下的水火电出力实时调整策略。若Z_i,T＞Z_i,end则定义为来水增加，执行步骤5；若Z_i,T＜Z_i,end，则定义为来水减少，执行步骤8。

步骤5：判断步骤3中水电站各时段计算结果是否违反流量约束：

$Q_{i,t}^{\min }\≤Q_{i,t}\≤Q_{i,t}^{\min }---\left(5\right)$

其中，分别表示水电站i在t(t＝1,2,…,T)时段下泄流量的上下限；

若均满足流量约束，则执行步骤6；否则，将违反约束时段的电站出力在出力限制范围内逐步加大，其他时段出力保持不变，并根据调整后的出力过程采用步骤2中流量精细化分配方法重新进行全时段“以电定水”计算，调整时段出力直至满足流量约束为止。

步骤6：判断步骤5中计算结果是否违反水位约束：

Z_i,T-Z_i,end≤Δ   (6)

其中，Z_i,T与Z_i,end分别表示水电站i在第T时段(计算的末时段)计算水位及水位控制值；Δ表示水位允许变幅，该值已知或者由运行调度人员设定。

若水位满足要求，则执行步骤7；否则，在出力限制范围内逐步加大电站时段出力并进行梯级全时段“以电定水”计算，将水位降至控制水位，若出力已增至满发，此时电站按给定控制水位上限值(Z_end+Δ)运行，电站根据该水位值和水位库容关系计算库容，并根据水量平衡关系得到下泄流量，电站以该下泄流量发电，即“以水定电”(即已知下泄流量以及时段末水位，求电站各时段出力、水位过程)计算以获得新的时段出力方案，流程结束。

步骤7：累加梯级各电站时段出力，计算水电出力增幅。依据下述负荷平衡约束公式(7)所示的电网时段负荷平衡约束计算火电出力，若火电出力在下述带宽约束公式(8)所示的带宽限制要求内，则执行步骤9；否则，火电按最小出力限额发电，此时为满足电网负荷平衡约束，将省网总负荷与火电出力之差作为梯级水电站出力设定值；计算水电出力设定值与当前水电总出力差额，并按蓄能提高率指标(减少单位出力增加的蓄能值)将差额分配到各水电站，相应减小各水电站出力；根据调整后的出力过程采用步骤2的流量精细化调度方法重新进行“以电定水”全时段计算，获得来水增加情形下的水火电出力实时调整方案；

负荷平衡约束：

$\underset{i=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}{N}_{i,t}+P_t=N_{\mathrm{total},t}---\left(7\right)$

火电出力应在出力带宽约束：

αP_max≤P_t≤P_max   (8)

其中，N_i,t、P_t分别表示水电站i和等效火电第t时段的出力；M表示梯级水电站总数目；N_total,t表示第t时段的相应省网的总负荷；P_max表示省网等效火电装机容量；α表示火电可压缩比例，0＜α＜1。

步骤8：判断步骤3中计算得到的全时段水位过程是否违反水位约束公式(6)，若水位满足要求，则执行步骤9；否则，当水库水位低于控制水位，通过逐步减小电站时段出力的方式将水位升至控制水位；若出力减至下限(保证出力)仍未能满足水位约束要求，此时电站按最小出力运行，并“以电定水”计算水电站流量、水位过程，执行步骤9。

步骤9：按新的出力方案累加梯级各电站时段出力，计算电站出力变化量；判断各时段水火电联合出力是否满足电网全时段负荷平衡约束公式(7)，是则进行梯级厂间负荷分配以获得最大梯级蓄能，否则调整火电出力以满足电网负荷平衡，具体包括以下子步骤：

(9-1)若由于水电出力降低导致负荷平衡约束不能满足，则将省网总负荷与水电出力之差作为火电出力设定值；此时，判断火电出力设定值是否在出力带宽限制以内，若超出火电最大出力，则火电按最大出力运行，流程结束，如未超出火电最大出力，则获得来水减小情形下的水火电出力实时调整方案；

(9-2)若负荷平衡约束能够满足，则按日计划出力进行调度；为发挥梯级各电站蓄能效应，体现调度的经济性，按以下公式(9)蓄能目标进行梯级水电站间负荷优化分配：

$E=\max \underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{i=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}({Z_{i,t}}^{\mathrm{up}}-{Z_{i,t}}^{\mathrm{down}})Q_{i,t}---\left(9\right)$

其中，E表示梯级水电站蓄能目标；M表示水电站个数；T表示计算时段数目；Z_i,t ^up表示水电站i在时段t上游水位；Z_i,t ^down表示水电站i在时段t下游水位；Q_i,t表示水电站i在时段t发电引用流量。

根据公式(9)进行梯级水电站间负荷的最优分配，并对调整后的出力过程运用步骤2的流量精细化调度方法，重新进行全时段“以电定水”计算，得到的各水电站出力、水位、流量过程及火电出力过程，获得来水减小情形下的水火电出力实时调整方案。

本发明以湖南电网水火电系统为实施例，按照图1所示来水变化下省级电网水火电实时负荷调整方法流程图，对多组来水工况进行省级电网水火电实时负荷调整模拟，以表现本发明专利达到的效果。实施例中的水电为沅水梯级，包括三板溪、白市、托口、五强溪四级电站，各电站日初、日末水位见图2中计划水位，电网下达的日前计划出力见图3、4中计划出力；火电仅以等效火电出力带宽的形式考虑，等效火电出力带宽为1584万kW，火电可压缩比例设为0.195。

(1)来水增加

步骤1：以电网下达的日前计划出力为初始值，计算沅水梯级水电站的出力、水位、弃水；

步骤2：判断步骤1的计算结果是否违反水位、弃水约束。当出现弃水或违反末水位约束时，则增加该水电站出力；

步骤3：根据湖南电网负荷平衡约束，计算等效火电调整后的负荷，若违反火电最小出力约束，则计算沅水梯级水电出力设定值与当前水电总出力差额，并按蓄能提高率指标将差额分配到各水电站，相应减小各水电站出力；

步骤4：根据各水电站得到的新的出力方案，利用精细化流量分配方法进行全时段“以电定水”(即已知出力任务、入流以及时段初水位，求电站最小耗水量)计算。

技术方案实施后的结果见图2、3、4。图2表明，在误差允许范围内，沅水梯级各电站末水位都能满足末水位控制要求。由图3和图4可以看出，经过调整后沅水梯级各水电站出力显著增加，等效火电出力大幅减少，且火电出力在全时段满足最小出力带宽限制，如图4中68～72时段火电以最小出力运行，表明本发明能在来水增加情形下充分利用水能资源，有效降低煤耗量调整效果显著。

(2)来水减少

步骤1：以电网下达的日前计划出力为初始值，计算沅水梯级水电站的出力、水位、弃水；

步骤2：判断步骤1的计算结果是否违反出力、水位约束。若破坏电站末水位控制约束，则减少该水电站出力；若违反保证出力约束，则按保证出力运行；

步骤3：累加梯级各电站时段出力，判断各时段水火电联合出力是否满足湖南电网全时段负荷需求。若不满足，表明当前水电出力不足，需增加火电出力，当火电出力达到最大值时，按最大出力运行；否则，水电按日计划出力进行调度，根据传统蓄能最大目标进行梯级水电站间负荷优化分配，以发挥梯级各电站蓄能效应。

步骤4：根据各水电站得到的新的出力方案，利用精细化流量分配方法进行全时段“以电定水”(已知出力任务、入流以及时段初水位，求电站最小耗水量)计算。

技术方案实施后的结果见图5、6、7。图5结果显示，由于来水减少，导致梯级水电站实际入流可能产生的发电出力与电网基于确定性来水预报制定并下达给电站的计划负荷不匹配，梯级水电站需在水位控制约束下动用自身调节库容以满足计划负荷要求，因此各电站水位有不同程度的降低；其中，调节能力强的三板溪电站由于水头较高水量势能大，因此水位降幅较小，这保证其在未来时段可在高水头下运行，充分发挥梯级蓄能效应。从图6、图7可以看出，由于水电可调节水量减少，导致梯级水电站出力不足；为满足电网出力要求需增大火电出力，故火电出力在全时段均有所增加，同时满足最大出力带宽限制，保证电网安全稳定运行。因此，本发明提出的省级电网水火电实时负荷调整方法可行有效。

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 (8)

1.一种来水变化下省级电网水火电实时负荷调整方法，其特征在于，包括：

步骤1根据流域最新径流预报成果，以电网调度部门下达的日前出力计划作为梯级水电站次日实时出力设定值，运用一维搜索算法迭代查找出水电站在所述发电出力设定值下所需的下泄流量值；

步骤2计算水电站的毛水头、水头损失、净水头、各机组出力和流量范围，根据给定开机顺序和机组预想出力耗水率的排序，遍历所有机组，将时段出库流量在开机机组间进行优化分配，使水电站耗水率最小；

步骤3以梯级水电站总耗水量最小为目标，从上游至下游依次进行梯级水电站全时段运行仿真模拟，获得各水电站的出力、水位以及流量过程；

步骤4比较所述步骤3计算得到的水电站i在计算末时段的水位Z_i,T与水位控制值Z_i,end，若Z_i,T＞Z_i,end则执行步骤5；若Z_i,T＜Z_i,end，则执行步骤8；

步骤5判断所述步骤3中水电站各时段计算结果是否违反流量约束，若均满足流量约束，则执行步骤6；否则，调整违反约束时段的出力再进行所述步骤2的所述优化分配方法直至满足流量约束为止，执行步骤6；

步骤6判断所述步骤5中计算结果是否违反水位约束，若水位满足要求，则执行步骤7；否则，逐步加大电站时段出力并进行梯级全时段以电定水计算，将水位降至控制水位，若出力增至满发仍无法满足水位约束，则水电站按给定控制水位上限值运行，并进行梯级全时段以水定电计算以获得新的时段出力方案，获得来水增加情形下的水火电出力实时调整方案，流程结束；

步骤7累加梯级各水电站时段出力，依据电网时段负荷平衡约束计算火电出力，若火电出力在带宽限制要求内，则按照新的出力方案进行梯级全时段以电定水计算，获得来水增加情形下的水火电出力实时调整方案；否则，火电按最小出力限额发电，同时依据省网水火总负荷要求相应减小各水电站出力，再进行所述步骤2的所述优化分配方法，获得来水增加情形下的水火电出力实时调整方案；

步骤8判断所述步骤3中计算得到的全时段水位过程是否违反所述水位约束公式，若水位满足要求，则执行步骤9；否则减小电站时段出力将水位升至控制水位；若出力减至下限仍未能满足水位约束要求，则电站按最小出力运行，并以电定水计算水电站流量、水位过程，执行步骤9；

步骤9累加梯级各电站时段出力，计算电站出力变化量；判断各时段水火电联合出力是否满足电网全时段负荷平衡约束，若是，则进行梯级厂间负荷分配以获得最大梯级蓄能，进行梯级电站全时段以电定水计算到的各水电站出力、水位、流量过程及火电出力过程，获得来水减小情形下的水火电出力实时调整方案；否则，判断火电出力是否小于最大出力限制，是则获得来水减小情形下的水火电出力实时调整方案，否则火电按照最大出力发电。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤2中根据水电站运行水位和下泄流量，计算所述电站毛水头如下所示：

$H_{\mathrm{mao}}=\frac{Z_0+Z_1}{2}-Z_d$

其中，H_mao表示所述水电站毛水头；Z_d表示下游水位；Z₀和Z₁分别表示当前时段和下时段的水库运行水位；

根据下泄流量-水头损失关系表查到所述水头损失，计算所述净水头如下所示：

H_jing＝H_mao-H_loss

其中，H_jing表示所述水电站净水头；H_loss表示所述水头损失；

结合人工设定的出力约束，假定所述净水头H_jing＝所述毛水头H_mao，通过查询机组的出力-净水头-下泄流量关系表得到各机组相应流量，并判断所述净水头H_jing与所述毛水头H_mao之间的差值，不满足给定值则重新假定净水头＝计算净水头值，再迭代计算直到满足给定值，从而根据机组的出力-净水头-下泄流量关系表确定机组在该水头下的最大最小出力和流量，最终得到各机组出力和流量范围。

3.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述步骤2中所述优化分配，包括以下子步骤：

(2-1)在给定开机顺序和机组预想出力耗水率排序的基础上，根据耗水率小的机组先开机、耗水率大的机组先停机的原则确定机组开停机优先级，得到机组开停机顺序；根据开机顺序和剩余发电流量，依次判断剩余流量是否大于机组满发流量，若是，则该机组按照预想出力满发，同时剩余发电流量减去当前机组发电流量；否则，跳转至下一台机组重复所述步骤(2-1)直至所有机组均遍历；

(2-2)若仍存在剩余发电流量，则计算已开机组的可调节流量Q_n,s，并从已知数据库中查出未开机组的最小开机流量Q_un,min；当剩余可发电流量与可调节流量之和大于最小开机流量且存在可用的未开机组，则增开所需开机流量最小的那台机组，该机组按照最小开机流量发电；若剩余可发电流量与可调节流量之和小于最小开机流量且存在可用的未开机组，则增开机组按照最小开机流量发电，其他已开机组按照以下公式降低发电流量：

ΔQ_n＝Q_un,min-ΔQ/N

其中，ΔQ_n表示已开机组降低的发电流量；Q_un,min表示未开机组的最小开机流量；ΔQ表示剩余发电流量；N表示已开机组台数；

若不存在可用机组，直接将所述剩余发电流量作为弃水；

(2-3)根据所述步骤(2-2)的流量分配结果，根据已知出力任务、入流以及时段初水位，计算该时段的机组出力及电站总出力N₁；计算在所述步骤(2-1)开机方式下的电站总出力N₂；若N₁＞N₂，则最终的时段出库流量分配方式采纳所述步骤(2-2)的流量分配结果；若N₁≤N₂，则最终的时段出库流量分配方式直接按照所述步骤(2-1)的分配结果。

4.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述步骤5中的所述流量约束为：

$Q_{i,t}^{\min }\≤Q_{i,t}\≤Q_{i,t}^{\max }$

其中，分别表示水电站i在t时段下泄流量的上下限，t＝1,2,…,T。

5.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述步骤6中的所述水位约束为：

Z_i,T-Z_i,end≤Δ

其中，Z_i,T与Z_i,end分别表示水电站i在第T时段计算水位及水位控制值；Δ表示水位允许变幅。

6.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述步骤7中的所述负荷平衡约束为：

$\underset{i=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}{N}_{i,t}+P_t=N_{\mathrm{total},t}$

火电出力应在出力带宽约束为：

αP_max≤P_t≤P_max

其中，N_i,t、P_t分别表示水电站i和等效火电第t时段的出力；M表示梯级水电站总数目；N_total,t表示第t时段的相应省网的总负荷；P_max表示省网等效火电装机容量；α表示火电可压缩比例。

7.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述步骤9包括以下子步骤：

(9-1)若由于水电出力降低导致负荷平衡约束不能满足，则将省网总负荷与水电出力之差作为火电出力设定值；此时，判断火电出力设定值是否在出力带宽限制以内，若超出火电最大出力，则火电按最大出力运行，流程结束，如未超出火电最大出力，则获得来水减小情形下的水火电出力实时调整方案；

(9-2)若负荷平衡约束能够满足，则按日计划出力进行调度，并按蓄能最大目标进行梯级水电站间负荷优化分配，对调整后的出力过程进行全时段以电定水计算，得到的各水电站出力、水位、流量过程及火电出力过程，获得来水减小情形下的水火电出力实时调整方案。

8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，所述步骤(9-2)中按以下公式进行梯级水电站间负荷优化分配：

$E=\max \underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{i=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}({Z_{i,t}}^{\mathrm{up}}-{Z_{i,t}}^{\mathrm{down}})Q_{i,t}$

其中，E表示梯级水电站蓄能目标；M表示水电站个数；T表示计算时段数目；Z_i,t ^up表示水电站i在时段t上游水位；Z_i,t ^down表示水电站i在时段t下游水位；Q_i,t表示水电站i在时段t发电引用流量。