CN104967126A - 一种面向区域电网的跨流域水电站群多电网联合调峰方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种面向区域电网的跨流域水电站群多电网联合调峰方法，属于电力系统发电优化调度技术领域。本发明包括：采用逐次切负荷法和逐步优化算法分别对各省网下梯级电站群进行单一电网调峰调度计算；根据单一调峰调度结果计算各个流域的梯级负荷率，作为联合调峰调度的优化计算顺序的依据；以使多电网累加负荷依次经多个流域梯级电站群调峰后剩余负荷最平稳、剩余负荷方差最小为目标，进行跨流域水电站群多电网联合调峰调度；根据多个梯级单一调度结果和跨流域联合调峰调度结果，完成联合调度模式下跨流域梯级电站出力过程网间优化协调分配。本发明充分优化区域电网跨流域梯级水电站群的整体调峰能力，以确保区域电网的安全、经济运行。

Description

一种面向区域电网的跨流域水电站群多电网联合调峰方法

技术领域

本发明属于电力系统发电优化调度技术领域，更具体地，涉及一种面向区域电网的跨流域水电站群多电网联合调峰方法。

背景技术

目前区域电网下各省网的水电站直接承担省网的调峰，与其他电源例如火电配合协调，优先进行就地消纳，然后再将富余电力通过省间联络线外送消纳。以华中区域电网为例，区域电网下辖湖北、湖南、四川、重庆、河南、江西等六省市电网，其中清江梯级电站送电湖北电网、阮水梯级电站送电湖南电网，湖北、湖南两省网间可通过联络线进行电力消纳。

然而，各省电网的调峰需求随时间动态变化，各省所辖流域梯级调峰性能受水文特性的时空差异影响显著。传统的流域梯级电站送单一省网的调峰模式往往忽略不同电网间负荷互补性和流域来水异步性可能带来的区域电网下跨流域梯级电站群的调峰补偿效益，易导致流域梯级水电站群调峰容量不足或者调峰能力得不到充分发挥的情况。此外，已有的多电网调峰方法多局限于具有分省送电任务的直调水电站调度方式制定，虽利用受端电网负荷互补特性实现了水电站电力网间分配，在一定程度上缓解了多个受端电网的调峰压力，却未能针对不同地区单一省网送电模式下的跨流域梯级电站间补偿调峰调度问题提出解决方案，省网间联络线剩余电力输送能力未得到充分利用。

发明内容

针对现有技术的以上缺陷或改进需求，针对不同地区单一省网送电模式下的梯级电站提供一种面向区域电网的跨流域水电站群多电网联合调峰方法，利用各受端电网间的负荷互补性、流域间水文异步性，发挥省网间联络线的电力交换能力，充分优化区域电网跨流域梯级水电站群的整体调峰能力，以确保区域电网的安全、经济运行。

本发明提供一种面向区域电网的跨流域水电站群多电网联合调峰方法，包括以下步骤：

步骤1分别对各省网下梯级电站群进行单一电网调峰调度计算，相应的目标函数为：

$\left\{\begin{array}{c}MinE=\frac{1}{T}\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}{(}^{D_t}\\ D_t=C_t-\underset{i=1}{\overset{M}{\Σ}}{N}_{i,t}\end{array}\right.$

其中，E表示电网余荷方差之和；D_t表示t时段电网的剩余负荷；C_t表示梯级电站t时段的面临负荷；N_i,t为电站i在t时段的出力；

步骤2根据所述单一调峰调度结果计算各个流域的梯级负荷率α_g，作为联合调峰调度的优化计算顺序的依据，其中所述梯级负荷率α_g越小代表流域梯级优先级越高，越先参与调峰调度：

${\mathrm{\α}}_g={\stackrel{\‾}{N}}_g/N_g^{max},g=1,\mathrm{2...},G$

其中，和分别表示N_g，t在T个时段内的平均值和最大值；N_g，t表示在t时段第g个流域梯级电站群的总出力；G表示受电电网数量；

步骤3以使多电网累加负荷依次经多个流域梯级电站群调峰后剩余负荷最平稳、剩余负荷方差最小为目标，进行跨流域水电站群多电网联合调峰调度；

步骤4根据多个梯级单一调峰调度结果和跨流域联合调峰调度结果，完成联合调度模式下跨流域梯级电站出力过程网间优化协调分配，实现每个省电网经调峰后剩余负荷最平稳。

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)本发明提出的面向区域电网的跨流域梯级水电站多电网联合调峰方法，利用省网间联络线的电力交换能力，充分发挥了电网间负荷补偿、流域间水文补偿效益，弥补了已有方法的不足，能显著提高区域电网内跨流域梯级水电站群的整体调峰能力，能够保障区域电网的安全和经济运行；

(2)本发明提出的面向区域电网的跨流域梯级水电站多电网联合调峰方法思路清晰、通用性强，能实现区域内跨流域梯级电站群的出力方案制定和省网间电力优化分配，具有较好的实用价值，可为类似的工程提供参考与借鉴。

附图说明

图1为本发明面向区域电网的跨流域水电站群多电网联合调峰方法的流程图；

图2为本发明跨流域梯级电站出力网间优化协调分配的流程图；

图3为本发明多电网总体调峰效果对比图；

图4为本发明出力分配后省网间的功率交换过程图；

图5为本发明实施例湖北电网调峰效果对比图；

图6为本发明实施例湖南电网调峰效果对比图。

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所示为本发明面向区域电网的跨流域水电站群多电网联合调峰方法的流程图，包括以下步骤：

步骤1采用逐次切负荷法和逐步优化算法分别对各省网下梯级电站群进行单一电网调峰调度计算，相应的目标函数为：

$\{\begin{array}{c}MinE=\frac{1}{T}\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}{(D_t-\frac{1}{T}\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}{D}_t)}^2\\ D_t=C_t-\underset{i=1}{\overset{M}{\Σ}}{N}_{i,t}\end{array}---\left(1\right)$

其中，E表示电网余荷方差之和；D_t表示t时段电网的剩余负荷；C_t表示梯级电站t时段的面临负荷；N_i,t为电站i在t时段的出力。

上述目标函数需满足的约束条件为下列公式(2)～(9)所示：

①运行水位、下泄流量、出力限制约束条件：

$\{\begin{array}{c}{Z}_{i,t}^{\min }\≤Z_{i,t}\≤Z_{i,t}^{\max }\\ Q_{i,t}^{\min }\≤Q_{i,t}\≤Q_{i,t}^{\max }\\ N_{i,t}^{\min }\≤N_{i,t}\≤N_{i,t}^{\max }\end{array}---\left(2\right)$

其中，分别表示水电站i在t时段的水位上下限；分别表示水电站i在t时段的下泄流量上下限；分别表示水电站i在t时段的出力上下限。

②水量平衡约束条件：

V_i,t＝V_i,t-1+(I_i,t-Q_i,t)·Δt  (3)

其中，V_i,t表示水电站i在t时段的蓄水量；I_i,t、Q_i,t分别表示水电站i在t时段的入库流量和下泄流量；Δt表示调度时段长。

③水力联系约束条件：

I_i+1,t＝Q_i,t-τ+B_i+1,t    (4)

其中，I_i+1,t表示第i+1个水电站在t时段的入库流量；B_i+1,t表示第i+1个水电站在t时段的区间入流；τ表示水流时滞；Q_i,t-τ表示第i+1个水电站在t-τ时段的下泄流量。

④末水位控制约束条件：

$Z_{i,T}=Z_i^{end}---\left(5\right)$

其中，Z_i,T与分别表示水电站i在T时段的水位及调度期末水位控制值。

⑤水位/流量变幅约束条件：

$\{\begin{array}{c}\left|Z_{i,t}-Z_{i,t-1}\right|\≤{\mathrm{\ΔZ}}_i\\ \left|Q_{i,t}-Q_{i,t-1}\right|\≤{\mathrm{\ΔQ}}_i\end{array}---\left(6\right)$

其中，ΔZ_i、ΔQ_i分别表示水电站i在一个时段内允许最大水位变幅和最大下泄流量变幅。

⑥出力变幅约束条件：

|N_i,t-N_i,t-1|≤ΔN_i    (7)

其中，ΔN_i表示水电站i在一个时段内允许最大出力变幅。

⑦机组稳定运行约束条件：

NL_i,k≤N_i,k,t≤NU_i,k    (8)

其中，N_i,k,t表示水电站i的第k号机组在t时段的出力；NU_i,k、NL_i,k分别表示水电站i的第k号机组的出力上下限。

⑧最短开停机时间约束条件：

$S_{i,k,t}^{off}\≥S_k^{down},S_{i,k,t}^{on}\≥S_k^{up}---\left(9\right)$

其中，分别表示水电站i的第k机组允许的最短开停机时间限制；分别表示水电站i的第k机组在t时段以前的持续开、停机历时。

步骤2根据单一调峰调度结果计算各个流域的梯级负荷率α_g，如下公式(10)所示，作为联合调峰调度的优化计算顺序的依据：

${\mathrm{\α}}_g={\stackrel{\‾}{N}}_g/N_g^{max},g=1,\mathrm{2...},G---\left(10\right)$

其中，和分别表示N_g，t在T个时段内的平均值和最大值；N_g，t表示在t时段第g个流域梯级电站群的总出力；α_g表示第g个流域梯级电站群的负荷率，α_g越小代表流域梯级优先级越高，越先参与调峰调度；G表示受电电网数量。

步骤3进行跨流域水电站群多电网联合调峰调度，使多电网累加负荷依次经多个流域梯级电站群调峰后剩余负荷最平稳，以剩余负荷方差最小为目标，如下公式(11)所示，其约束条件除上述公式(2)～(9)以外，还应满足以下公式(12)：

$\{\begin{array}{c}Min{E}^{Sum}=\frac{1}{T}\underset{t}{\overset{T}{\Σ}}{(D_t^{Sum}-\frac{1}{T}\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}{D}_t^{Sum})}^2\\ D_t^{Sum}=C_t^{Sum}-\underset{g=1}{\overset{G}{\Σ}}{N}_{g,t}\\ C_t^{Sum}=\underset{g=1}{\overset{G}{\Σ}}{C}_{g,t}\end{array}g\∈\[1,G\]---\left(11\right)$

其中，G表示受电电网数量；E^Sum表示G个电网总余荷方差；表示t时段G个电网总的剩余负荷；表示t时段G个电网的累加负荷；C_g，t表示t时段第g号电网负荷；N_g,t表示t时段第g个流域梯级电站群总出力。

P^min≤P_g,g'≤P^max    (12)

其中，P_g,g'表示电网g向电网g’的输电功率；P^min、P^max分别表示电网g向电网g’输电断面的最小、最大限额。

步骤3具体包括以下子步骤：

(3-1)累加G个电网的负荷序列，形成负荷序列

(3-2)将该负荷序列作为面临负荷，按上述步骤2中的顺序依次对第一个流域梯级电站群进行单一电网调峰调度，流域梯级总出力为N_g,t，计算当前总剩余负荷公式如下(13)所示：

$D_{g,t}^{sum}=C_t^{sum}-\underset{r=0}{\overset{r=g}{\Σ}}{N}_{r,t}---\left(13\right)$

其中，r表示已经完成调度计算的流域梯级序号；N_r,t为第r个流域梯级电站群的总出力；

(3-3)将总剩余负荷作为下一个流域梯级的面临负荷，依次对各个流域梯级进行梯级单一电网调峰调度计算，梯级单一电网调峰调度计算采用上述步骤1中传统的逐次切负荷法和逐步优化算法，直至最后一个流域梯级电站计算完成。

步骤4根据多个梯级单一调度结果和跨流域联合调峰调度结果，完成联合调度模式下跨流域梯级电站出力过程网间优化协调分配。通过省网间电力联络线调整各个电网的受电过程，实现每个省电网经调峰后剩余负荷最平稳。图2所示为本发明跨流域梯级电站出力网间优化协调分配的流程图，具体包括以下子步骤：

(4-1)确定省网的负荷分配顺序。根据省网间联络线互联情况，定义网络联系度，即为与第g个省网直接相连的网间联络线数目，从小到大排序作为省网的负荷分配顺序；

(4-2)初始化G个省网的受电过程。将各省的流域梯级单一电网调峰调度梯级出力过程作为受电省网的初始受电过程令省网序号g＝1，迭代次数为m＝1；

(4-3)计算联合调度跨流域梯级总出力与多省网总受电的差额过程如下公式(14)所示：：

$N_t^{delta}=\underset{g=1}{\overset{G}{\Σ}}{N}_{g,t}-\underset{g=1}{\overset{G}{\Σ}}{N}_{g,t}^{receive}---\left(14\right)$

若(e为允许误差，在本发明实施例中，取多电网总余荷峰谷差的0.001倍)，记标志变量F_g，t＝0(g＝1,2…G)，表示电网在第t个时段受电过程不需调整；

(4-4)根据省网负荷和受电过程计算第g个电网的剩余负荷序列，如下公式(15)所示：

$D_{g,t}=C_{g,t}-N_{g,t}^{receive}---\left(15\right)$

计算余荷序列的平均值记余荷峰谷差为Δ_D，定义偏差系数r，在本发明实施例中，取r＝0.4，d＝rΔ_D以判断峰谷段，将的时段标记为峰段，以F_g，t＝1标志；将的时段标记为谷段，以F_g，t＝-1标志；否则记F_g，t＝0，表示第g个电网t时段受电过程无需调整；

(4-5)峰谷分段-极值优先的受电过程调整。分别在峰、谷段采用极值优先策略调整电网的受电过程，进行削峰和填谷，实现剩余负荷向平稳过程的逐步逼近。极值优先策略如下：

对于余荷峰段，求出峰段的平均值找出余荷最大的时段t1，若则以步长Δ₁增大受电出力：

$\{\begin{array}{c}{N}_{g,t1}^{receive}=N_{g,t1}^{rceive}+{\mathrm{\Δ}}_1\\ {\mathrm{\Δ}}_1\≤\min (D_{g,t1}-D_{g,up}^{avg},N_{g,t1}^{delta})\end{array}---\left(16\right)$

对于余荷谷段，求出谷段的平均值找出余荷最小的时段t2，若则以步长Δ₂减小受电出力：

$\{\begin{array}{c}{N}_{g,t2}^{receive}=N_{g,t2}^{rceive}+{\mathrm{\Δ}}_2\\ {\mathrm{\Δ}}_2\≤\min (D_{g,down}^{avg}-D_{g,t2},-N_{g,t2}^{delta})\end{array}---\left(17\right)$

(4-6)根据省网间断面校正机制修正受电过程。根据步骤(4-5)中调整后的受电过程，更新t1和t2时段通过网间联络线的网间交换功率P_g,t，公式如下：

$P_{g,t}=N_{g,t}-N_{g,t}^{receive}---\left(18\right)$

其中，P_g,t＞0表示第g个流域梯级向省外送电，否则为吸纳省外功率。

若P_g,t不满足公式(12)的输电断面的最大、最小限额约束，则将其修正到相应的最大/最小边界值并标记F_g，t＝0，表示该电网在该时段受电过程已经不可调整，同时更新该时段的受电出力：

$N_{g,t}^{receive}=N_{g,t}-P_{g,t}^{\max /\min }---\left(19\right)$

(4-7)进行下一次迭代判断。若电网g迭代次数m达到最大次数Max或t＝1～T时段均为F_g，t＝0，则按步骤(4-1)中的顺序进入下一电网负荷分配，执行步骤(4-3)，令g＝g+1直至G个电网负荷分配完成；否则直接回至步骤(4-3)对g电网迭代分配，令m＝m+1。当G个电网均分配完，检查差额出力过程，若t＝1～T时段均满足表示各个省网负荷分配最终完成，否则令g＝1，执行步骤(4-3)，且令步骤(4-4)中r＝0.5r以调整邻域区间，循环直至满足各个省网受电过程协调分配最终完成。

本发明以在华中电网辖下的清江梯级-湖北电网、阮水梯级电站-湖南电网的应用为实施例，按图1和图2所示的流程进行面向区域电网的跨流域梯级水电站群多电网调峰调度模拟，以体现本发明的效果。

华中区域电网由六个省市(湖北、湖南、四川、重庆、河南、江西)电力系统用联络线路互联形成，实施例选取其中流域梯级电站送电单一省网的情形进行研究，包括清江梯级供电湖北省网、沅水梯级供电湖南省网。两省网间的通过电力联络线互联，鄂-湘断面输电限额为-1100MW～2600MW，清江流域梯级有水布垭、隔河岩、高坝洲三座电站，沅水流域依次选取三板溪、白市、托口、五强溪四座电站。选取2014年5月某一天实际工况下的数据资料，以日为调度期、以15min为调度时段进行仿真计算，结果如图3～6所示。

由图3中两电网的总体调峰结果可知，单一省网调度和联合调度两种方法均能对总负荷起到较好的调峰效果，但是联合调峰方法下的剩余负荷峰谷差更小且峰段趋于平稳，以初始总负荷为基准，联合调度比单一调度的调峰率增加11.4％，方差减小率增加8.2％。由图4可见，两省网间出力分配过程满足联络线输电约束，能保证电网安全运行。完成出力分配后的两省电网调峰结果如图5和图6，联合调度下的湖南、湖北调峰效果均有所优化，湖北电网剩余负荷更加平稳，但湖南电网调峰改善效果更佳显著，以初始负荷为基准，联合调度比单一调度的调峰率增加19％，方差减小率增加20.4％。

因此，本发明较传统的梯级单一电网调峰方法具有更好的调峰效果，充分发挥了多电网跨流域梯级间的调峰补偿效益，具有一定的实际价值，可为类似的工程提供参考与借鉴。

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 (10)

1.一种面向区域电网的跨流域水电站群多电网联合调峰方法，其特征在于，包括：

步骤1分别对各省网下梯级电站群进行单一电网调峰调度计算，相应的目标函数为：

$\left\{\begin{array}{c}MinE=\frac{1}{T}\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}{(D_t-\frac{1}{T}\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}{D}_t)}^2\\ D_t=C_t-\underset{i=1}{\overset{M}{\Σ}}{N}_{i,t}\end{array}\right.$

其中，E表示电网余荷方差之和；D_t表示t时段电网的剩余负荷；C_t表示梯级电站t时段的面临负荷；N_i,t为电站i在t时段的出力；

步骤2根据所述单一调峰调度结果计算各个流域的梯级负荷率α_g，作为联合调峰调度的优化计算顺序的依据，其中所述梯级负荷率α_g越小代表流域梯级优先级越高，越先参与调峰调度：

${\mathrm{\α}}_g={\stackrel{\‾}{N}}_g/N_g^{max},g=1,2...,G$

其中，和分别表示N_g，t在T个时段内的平均值和最大值；N_g，t表示在t时段第g个流域梯级电站群的总出力；G表示受电电网数量；

步骤3以使多电网累加负荷依次经多个流域梯级电站群调峰后剩余负荷最平稳、剩余负荷方差最小为目标，进行跨流域水电站群多电网联合调峰调度；

步骤4根据多个梯级单一调峰调度结果和跨流域联合调峰调度结果，完成联合调度模式下跨流域梯级电站出力过程网间优化协调分配，实现每个省电网经调峰后剩余负荷最平稳。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤1中的目标函数需满足以下约束条件：

运行水位、下泄流量、出力限制约束条件：

$\left\{\begin{array}{c}{Z}_{i,t}^{\min }\≤Z_{i,t}\≤Z_{i,t}^{\max }\\ Q_{i,t}^{\min }\≤Q_{i,t}\≤Q_{i,t}^{\max }\\ N_{i,t}^{\min }\≤N_{i,t}\≤N_{i,t}^{\max }\end{array}\right.$

其中，分别表示水电站i在t时段的水位上下限；分别表示水电站i在t时段的下泄流量上下限；分别表示水电站i在t时段的出力上下限；

水量平衡约束条件：

V_i,t＝V_i,t-1+(I_i,t-Q_i,t)·Δt

其中，V_i,t表示水电站i在t时段的蓄水量；I_i,t、Q_i,t分别表示水电站i在t时段的入库流量和下泄流量；Δt表示调度时段长；

水力联系约束条件：

I_i+1,t＝Q_i,t-τ+B_i+1,t

其中，I_i+1,t表示第i+1个水电站在t时段的入库流量；B_i+1,t表示第i+1个水电站在t时段的区间入流；τ表示水流时滞；Q_i,t-τ表示第i+1个水电站在t-τ时段的下泄流量；

末水位控制约束条件：

$Z_{i,T}=Z_i^{end}$

其中，Z_i,T与分别表示水电站i在T时段的水位及调度期末水位控制值；

水位/流量变幅约束条件：

$\left\{\begin{array}{c}\left|Z_{i,t}-Z_{i,t-1}\right|\≤\mathrm{\Δ}{Z}_i\\ \left|Q_{i,t}-Q_{i,t-1}\right|\≤{\mathrm{\ΔQ}}_i\end{array}\right.$

其中，ΔZ_i、ΔQ_i分别表示水电站i在一个时段内允许最大水位变幅和最大下泄流量变幅；

出力变幅约束条件：

|N_i,t-N_i,t-1|≤ΔN_i

其中，ΔN_i表示水电站i在一个时段内允许最大出力变幅；

机组稳定运行约束条件：

NL_i,k≤N_i,k,t≤NU_i,k

其中，N_i,k,t表示水电站i的第k号机组在t时段的出力；NU_i,k、NL_i,k分别表示水电站i的第k号机组的出力上下限；

最短开停机时间约束条件：

$S_{i,k,t}^{off}\≥S_k^{down},S_{i,k,t}^{on}\≥S_k^{up}$

其中，分别表示水电站i的第k机组允许的最短开停机时间限制；分别表示水电站i的第k机组在t时段以前的持续开、停机历时。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤3的目标函数为：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{MinE}}^{Sum}=\frac{1}{T}\underset{t}{\overset{T}{\Σ}}{(D_t^{Sum}-\frac{1}{T}\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}{D}_t^{Sum})}^2\\ D_t^{Sum}=C_t^{Sum}-\underset{g=1}{\overset{G}{\Σ}}{N}_{g,t}\\ C_t^{Sum}=\underset{g=1}{\overset{G}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{g,t}\end{array}\right.g\∈\[1,G\]$

其中，G表示受电电网数量；E^Sum表示G个电网总余荷方差；表示t时段G个电网总的剩余负荷；表示t时段G个电网的累加负荷；C_g，t表示t时段第g号电网负荷；N_g,t表示t时段第g个流域梯级电站群总出力。

4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述步骤3的目标函数与所述步骤1的目标函数需满足同样的约束条件。

5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述步骤3的目标函数还需满足以下约束条件：

P^min≤P_g,g'≤P^max

其中，P_g,g'表示电网g向电网g’的输电功率；P^min、P^max分别表示电网g向电网g’输电断面的最小、最大限额。

6.如权利要求1-5中任一项所述的方法，其特征在于，所述步骤3包括以下子步骤：

(3-1)累加G个电网的负荷序列，形成负荷序列

(3-2)将所述负荷序列作为面临负荷，按所述步骤2得出的优化计算顺序对第一个流域梯级电站群进行单一电网调峰调度，计算当前总剩余负荷

$D_{g,t}^{sum}=C_t^{sum}-\underset{r=0}{\overset{r=g}{\Σ}}{N}_{r,t}$

其中，r表示已经完成调度计算的流域梯级序号；N_r,t为第r个流域梯级电站群的总出力；

(3-3)将所述总剩余负荷作为下一个流域梯级的面临负荷，依次对各个流域梯级进行梯级单一电网调峰调度计算，直至最后一个流域梯级电站计算完成。

7.如权利要求1-5中任一项所述的方法，其特征在于，所述步骤4包括以下子步骤：

(4-1)根据省网间联络线互联情况，定义网络联系度，即为与第g个省网直接相连的网间联络线数目，按从小到大排序作为省网的负荷分配顺序；

(4-2)将各省的流域梯级单一电网调峰调度梯级出力过程作为受电省网的初始受电过程令省网序号g＝1，迭代次数为m＝1；

(4-3)计算联合调度跨流域梯级总出力与多省网总受电的差额过程 $N_t^{delta}:$

$N_t^{delta}=\underset{g=1}{\overset{G}{\Σ}}{N}_{g,t}-\underset{g=1}{\overset{G}{\Σ}}{N}_{g,t}^{receive}$

若记标志变量F_g，t＝0，表示电网在第t个时段受电过程不需调整，其中，e表示允许误差；

(4-4)根据省网负荷和受电过程计算第g个电网的剩余负荷序列D_g,t：

$D_{g,t}=C_{g,t}-N_{g,t}^{receive}$

计算余荷序列的平均值将的时段标记为峰段，以F_g，t＝1标志；将的时段标记为谷段，以F_g，t＝-1标志；否则记F_g，t＝0，表示第g个电网t时段受电过程无需调整，其中，d表示预设阈值；

(4-5)分别在峰、谷段采用极值优先策略调整电网的受电过程，进行削峰和填谷，实现剩余负荷向平稳过程的逐步逼近；

(4-6)根据所述步骤(4-5)中调整后的受电过程，更新余荷峰段中余荷最大的时段t1和余荷谷段中余荷最小的时段t2通过网间联络线的网间交换功率P_g,t：

$P_{g,t}=N_{g,t}-N_{g,t}^{receive}$

其中，P_g,t＞0表示第g个流域梯级向省外送电，否则为吸纳省外功率；

(4-7)若电网g迭代次数m达到最大次数Max或t＝1～T时段均为F_g，t＝0，则按所述步骤(4-1)中确定的顺序进入下一电网负荷分配，执行所述步骤(4-3)，令g＝g+1直至G个电网负荷分配完成；否则直接回至所述步骤(4-3)对g电网迭代分配，令m＝m+1，当G个电网均分配完，检查差额出力过程，若t＝1～T时段均满足表示各个省网负荷分配最终完成，否则令g＝1，执行所述步骤(4-3)，且调整所述步骤(4-4)中的偏差系数以调整邻域区间，循环直至满足各个省网受电过程协调分配最终完成。

8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，所述步骤(4-4)中记余荷峰谷差为Δ_D，定义偏差系数r，取d＝rΔ_D以判断峰谷段。

9.如权利要求7所述的方法，其特征在于，所述步骤(4-5)中所述极值优先策略如下：

对于余荷峰段，求出峰段的平均值找出余荷最大的时段t1，若则以步长Δ₁增大受电出力：

$\{\begin{array}{c}{N}_{g,t1}^{receive}=N_{g,t1}^{receive}+{\mathrm{\Δ}}_1\\ {\mathrm{\Δ}}_1\≤\min (D_{g,t1}-D_{g,up}^{avg},N_{g,t1}^{delta})\end{array};$

对于余荷谷段，求出谷段的平均值找出余荷最小的时段t2，若则以步长Δ₂减小受电出力：

$\{\begin{array}{c}{N}_{g,t2}^{receive}=N_{g,t2}^{receive}+{\mathrm{\Δ}}_2\\ {\mathrm{\Δ}}_2\≤\min (D_{g,down}^{avg}-D_{g,t2},-N_{g,t2}^{delta})\end{array}.$

10.如权利要求7所述的方法，其特征在于，所述步骤(4-6)中若P_g,t不满足输电断面的最大、最小限额约束，则将其修正到相应的最大/最小边界值并标记F_g，t＝0，表示该电网在该时段受电过程已经不可调整，同时更新该时段的受电出力：

$N_{g,t}^{receive}=N_{g,t}-P_{g,t}^{\max /\min }.$