CN105391095A - 基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法，包括获取当前电网的运行模式和数据；判断电网是否有分/合闸动作；进行全网超短期负荷预测；进行可调容量判断；进行实时调节计算；进行开/停机筛选；进行潮流验算和校核；下达开/停机指令和/或调节指令，完成电网自动发电控制；本发明还包括突发的合/分闸情况判断，采用安全约束判断和紧急开/停机指令，对电网下达紧急调整出力指令。本发明将超短期负荷预测与自动发电控制技术相结合，实现了自动发电控制从人为主导转变为程序主导，由单一的发电控制向多元化的安全控制、经济调度、辅助方式调整、事故反应等转变，全面提升了自动发电控制的智能化、自动化水平。

Description

基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法

技术领域

本发明属于电网调度运行领域，具体涉及一种基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法。

背景技术

随着国家经济技术的发展和人民生活水平的日益提高，电能的需求日益增大，而且供电质量的要求也越来越高。

电力调度又称发电调度，是指为了保证电网安全稳定运行、对外可靠供电、各类电力生产工作有序进行而采用的一种有效的管理手段。电力调度的具体工作内容是依据各类信息采集设备反馈回来的数据信息，或监控人员提供的信息，结合电网实际运行参数，综合考虑各项生产工作开展情况，对电网安全、经济运行状态进行判断，通过电话或自动系统发布操作指令，指挥现场操作人员或自动控制系统进行调整，如调整发电机出力、调整负荷分布等，从而确保电网持续安全稳定运行。

我国已经进入特高压大电网时代，电网互联规模升级，同时大量新能源接入系统，客观上提高了电网调度工作的难度。目前，自动发电控制(AGC：automaticgenerationcontrol)的流程如下：(1)电网正常情况下，AGC由调度员根据总体负荷走势及局部电网重载情况，人工分配并输入各机组出力增减量指令，AGC将指令下达到各机组，各机组按此执行；(2)若是要对某设备按计划停电并进行日常检修，为防止停电后其他设备过载，需要提前调整周围机组的出力，此时也由调度人员通过对电网进行计算后通过AGC输入并下发指令；(3)若突然发生设备跳闸事故，系统也是首先由调度员人员人工分析需要增加和减少哪些机组的出力，然后手动将指令输入AGC系统并下达到相应的发电机组。

由上述描述可知，目前AGC系统和方法自动化程度不高，在很大程度上依靠调度人员的经验和理论知识对电网进行分析和计算；AGC系统和方法依赖调度员主导，需综合考察电网安全、经济需求及电源限制、负荷波动、日常工作安排等情况进行被动控制，其劳动强度大且控制实时性、稳定性不佳，应变抗灾能力不强，难以保障特高压大电网安全稳定运行。

发明内容

本发明的目的在于提供一种能够自动实时保证电网安全控制、发电调节和经济调度的基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法。

本发明的提供的这种基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法，包括如下步骤：

S1.读取电网能量管理系统实时数据库，获取当前电网的运行模式和运行数据；

S2.判断电网是否有分/合闸动作：

若电网正常运行，则自动发电控制系统继续运行基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法；

若电网存在预期的设备停电操作，则由调度员通过停电操作预置界面设置预期停电设备的运行状态，形成虚拟电网潮流图，并以该虚拟电网潮流图作为电网发电控制的依据，自动发电控制系统继续电网自动发电控制流程，并在该停电操作结束后重新以实时潮流图作为发电控制依据；

若电网存在突发故障导致设备跳闸，自动发电控制系统立即获取突发的跳闸信息，告警、刷新能量管理系统中全网潮流数据和机组-断面灵敏度矩阵，并判断此时电网运行时，频率、电压、功率因数角、潮流指标是否满足安全约束；

S3.进行全网负荷超短期Ⅰ次预测和节点负荷超短期Ⅱ次预测；

S4.根据步骤S3获取的全网负荷超短期Ⅰ次预测结果，判断全网是否有足够的可调容量；

S5.根据步骤S3获取的节点负荷超短期Ⅱ次预测，根据调度前后电网负荷量、电网系统重载断面数限制、单台调节机组可调容量限制和火力发电厂年度发电计划完成率，利用如下算式进行实时发电调节计算：

minF(Δp_s-i,Δp_h-j)＝αF₁+(1-α)F₂

$F_1=\underset{i=1}{\overset{e}{\Σ}}|G_{s-i}+{\mathrm{\Δp}}_{s-i}-G_{s-i}^L|+\underset{j=1}{\overset{f}{\Σ}}|G_{h-j}+{\mathrm{\Δp}}_{h-j}-G_{h-j}^L|$

$F_2=\underset{i=1}{\overset{e}{\Σ}}{s}_i+\underset{j=1}{\overset{f}{\Σ}}{h}_j$

$\begin{array}{cc}\{\begin{array}{cc}{s}_i=0& ({\mathrm{\Δp}}_{s-i}=0)\\ s_i=1& ({\mathrm{\Δp}}_{s-i}\≠0)\end{array},& \left\{\begin{array}{cc}{h}_j=0& ({\mathrm{\Δp}}_{h-j}=0)\\ h_j=1& ({\mathrm{\Δp}}_{h-j}\≠0)\end{array}\right.\end{array}$

式中：min为取最小值操作；假设并网水、火电机组台数分别为e、f、i和j为相应的并网水电、火电机组的编号，且1≤i≤e，1≤j≤f；待求变量Δp_s-i、Δp_h-j分别为电网系统对并网水、火电机组的有功调节指令，G_s-i、G_h-j与G^L _s-i、G^L _h-j则表示该机组当前出力与计划出力；F₁、F₂为优化子目标，F₁表示本次调节后水、火电机组出力与日前发电计划的总偏差量，F₂表示本次参与调节的机组台数；α为目标量纲系数，0≤α≤1；s_i和h_j为火电/水电机组参与调度标志，若火电/水电机组参与调度，则取值为1，否则取值为0；

S6.根据步骤S4的可调判断结果，进行开/停机筛选；

S7.对步骤S5所述的实时发电调节计算结果进行潮流验算和校核；

S8.根据步骤S6的开/停机筛选结果和/或步骤S7的验算和校核结果，下达开/停机指令和机组发电调节指令，完成电网的自动发电控制。

步骤S4所述的判断全网是否有足够的可调容量，采用下式判断电网是否需要开/停机调节：

若则全网有足够的可调容量，电网不需要额外的开启或关停发电机组的运行来进行电网调节；

若则全网没有足够的可调容量，因此电网需要额外的开启或关停发电机组的运行来进行电网调节；

式中，为主网实时网损系数；L(k)为当前时间点全网负荷；为下一时间点k+1的全网负荷超短期Ⅰ次预测值；P_W为期间区外(包括联络线及区内非统调机组)送入有功计划增量；P_S为水电可调负荷容量；为火电可调负荷容量。

若步骤S2所述的频率、电压、功率因数角、潮流指标不满足安全约束，所述的基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法包括如下步骤：

①利用如下算式进行指令校核计算：

minF(Δp_s-i,Δp_h-j)＝F₁+βF₂

$F_1=|L\left(k\right)-G_W^L-\Σ{\mathrm{\Δp}}_{s-i}-\Σ{\mathrm{\Δp}}_{h-j}|$

$F_2=\underset{v=1}{\overset{m}{\Σ}}{d}_v$

$\left\{\begin{array}{cc}{d}_v=0& (D_v+\Π\·\mathrm{\Δ}p\≤\mathrm{\μ}\stackrel{\‾}{D_v})\\ d_v=1& (D_v+\Π\·\mathrm{\Δ}p>\mathrm{\μ}\stackrel{\‾}{D_v})\end{array}\right.$

$\begin{array}{cc}st.1& \left\{\begin{array}{c}1\≤\left|{\mathrm{\Δp}}_{s-i}\right|\≤P_{s-i}\\ 5\≤\left|{\mathrm{\Δp}}_{h-j}\right|\≤P_{h-j}\end{array}\right.\end{array}$

式中，min为求取最小值操作；st.1为约束条件；F₁为紧急调节后联络线预期功率偏差；为当前联络线送入有功计划值；F₂为紧急调节后全网预期重载断面数；β为目标量纲系数，取值范围为50～100；

②根据步骤①的计算结果，判断如下算式是否成立：

$L\left(k\right)-G_W^L-{\mathrm{\Σ\Δp}}_{s-i}-{\mathrm{\Σ\Δp}}_{h-j}=0$

$D+\Π\·\mathrm{\Δ}p\≤\mathrm{\μ}\stackrel{\‾}{D}$

③根据步骤②的判断结果，进行紧急开/停机筛选；

④根据步骤③的判断结果和指令校核计算结果，下达紧急发电调节指令和紧急开/停机指令；

⑤步骤④的指令完成后，若电网满足安全约束条件，则继续执行所述的基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法，进行电网自动发电控制；若电网不满足安全约束条件，则报警，并请求人工干预。

步骤S6所述的开/停机筛选，包括开机筛选和停机筛选；开机筛选的步骤如下：

1)若 $\stackrel{\·}{L}(k+1)-L\left(k\right)>0,$ 则为开机筛选；

2)对所有可开机机组，采用如下四个算式分别进行评分，并求和：

①

②

③

④

式中D_v为当前电网任一有功断面的有功需求；为所述断面的控制限额；Π_v,t为机组t对该断面的机组-断面有功灵敏度；δ为断面警戒系数，0.8≤δ≤1；WL_s-t、WWL_s-t、 分别表示机组t所在电站的实时水位、警戒水位、入库流量、出库流量；W_s-t、表示机组t所在电站的当前日完成电量、计划电量；

3)根据步骤2)得到的各个可开机机组的评分求和结果，依次选取评分最大的机组到开机序列，直至下式判断成立：

$\ΣP_{s-t}^{\max }\≥\left(\stackrel{\·}{L}\right(k+1)-L(k\left)\right)\·\∂-(P_W+P_S+P_H^{\backslash })\≥\ΣP_{s-t}^{\min }$

表示所选出的开机序列中机组的可调上限、下限出力之和；

4)根据步骤3)得到的开机序列，对序列内的机组下令开机，完成开机筛选过程。

停机筛选的步骤如下：

1)若 $\stackrel{\&CenterDot;}{L}(k+1)-L\left(k\right)<0,$ 则为停机筛选；

2)对所有可停机机组，采用如下四个算式分别进行评分，并求和：

①

②

③

④

式中D_v为当前电网任一有功断面的有功需求；为所述断面的控制限额；Π_v,i为机组i对该断面的机组-断面有功灵敏度；δ为断面警戒系数，0.8≤δ≤1；WL_s-i、WWL_s-i、 分别表示机组i所在电站的实时水位、警戒水位、入库流量、出库流量；W_s-i、表示机组i所在电站的当前日完成电量、计划电量；

3)根据步骤2)得到的各个可停机机组的评分求和结果，依次选取评分最大的机组到停机序列，直至下式判断成立：

表示所选出的停机序列中机组的可调下限出力之和；

4)根据步骤3)得到的停机序列，对序列内的机组下令停机，完成停机筛选过程。

步骤③所述的紧急开/停机筛选，包括紧急开机筛选和紧急停机筛选；紧急开机筛选包括如下步骤：

1)若 $L\left(k\right)-G_W^L-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{s-i}-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{h-j}>0,$ 则为紧急开机筛选；

2)对所有可开机机组，采用如下两个算式分别进行评分，并求和：

①

②

式中D_v为当前电网任一有功断面的有功需求；为所述断面的控制限额；Π_v,t为机组t对该断面的机组-断面有功灵敏度；δ为断面警戒系数，0.8≤δ≤1；WL_s-t、WWL_s-t、 分别表示机组t所在电站的实时水位、警戒水位、入库流量、出库流量；

3)根据步骤2)得到的各个可开机机组的评分求和结果，依次选取评分最大的机组到开机序列，直至下式判断成立：

$\&Sigma;P_{s-t}^{\max }\&GreaterEqual;L\left(k\right)-G_W^L-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}\&GreaterEqual;\&Sigma;P_{s-t}^{\min }$

表示所选出的开机序列中机组的可调上限、下限出力之和；

4)根据步骤3)得到的开机序列，对序列内的机组下令开机，完成开机筛选过程。

紧急停机筛选包括如下步骤：

1)若 $L\left(k\right)-G_W^L-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{s-i}-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{h-j}\&le;0,$ 则为停机筛选；

2)对所有可停机机组，采用如下两个个算式分别进行评分，并求和：

①

②

式中D_v为当前电网任一有功断面的有功需求；为所述断面的控制限额；Π_v,i为机组i对该断面的机组-断面有功灵敏度；δ为断面警戒系数，0.8≤δ≤1；WL_s-i、WWL_s-i、 分别表示机组i所在电站的实时水位、警戒水位、入库流量、出库流量；

3)根据步骤2)得到的各个可停机机组的评分求和结果，依次选取评分最大的机组到停机序列，直至下式判断成立：

$\&Sigma;P_{s-i}^{\min }\&GreaterEqual;|L\left(k\right)-G_W^L-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}|$

表示所选出的停机序列中机组的可调下限出力之和；

4)根据步骤3)得到的停机序列，对序列内的机组下令停机，完成停机筛选过程。

步骤S5所述的根据调度前后电网负荷量，采用下式进行调度前后电网负荷量约束：

$(1+\&part;)\stackrel{\&CenterDot;}{l}(k+1)-l\left(k\right)-{\mathrm{\&Delta;P}}_W^L-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{s-i}-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{h-j}=0$

式中l(k)表示当前全网负荷，表示超短期II次预测的下一点全网负荷，表示期间区外计划送入有功增量；表示网损系数；∑Δp_s-i和∑Δp_h-j表示所选定的火电/水电调度机组的调度容量之和。

步骤S5所述的根据电网系统重载断面数限制，为采用下式对电网系统重载断面数进行约束：

$D+\&Pi;\&CenterDot;\mathrm{\&Delta;}p\&le;\mathrm{\&mu;}\stackrel{\&OverBar;}{D}$

式中D＝[D₁D₂...D_m]^T，分别表示系统预测潮流中的断面有功列表及其控制限额； $\&Pi;=\left[\begin{array}{ccc}{\&Pi;}_{1,1}& \mathrm{...}& {\&Pi;}_{1,e+f}\\ \mathrm{...}& & \mathrm{...}\\ m_{m,1}& \mathrm{...}& {\&Pi;}_{m,e+f}\end{array}\right],$ 表示全网机组-断面有功灵敏度矩阵；μ表示断面重载系数，一般δ≤μ≤1。

步骤S5所述的根据单台调节机组可调容量限制，为采用下式对单台调节机组可调容量进行约束：

$\left\{\begin{array}{c}1\&le;\left|{\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}\right|\&le;P_{s-i}\\ 5\&le;\left|{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}\right|\&le;P_{h-j}\end{array}\right.$

式中对水、火电机组的单次节量下限分别取1MW、5MW，上限分别取该机组可调区间P_s-i、P_h-j；可调区间为机组当前出力下调度系统允许的上、下调节量，须根据调度指令的正、负选取，∑P_s-i＝P_S，∑P_h-j＝P_H。

步骤S5所述的根据火力发电厂年度发电计划完成率，为采用下式对火力发电厂年度发电计划完成率进行约束：

式中取并网火电机组j的年度发电计划完成率为η_j，而计划完成率最高的火电机组o其计划完成率为η_o(0<η_j≤η_o≤1)，D＝[D₁D₂...D_m]^T，分别表示系统预测潮流中的断面有功列表及其控制限额； $\&Pi;=\left[\begin{array}{ccc}{\&Pi;}_{1,1}& \mathrm{...}& {\&Pi;}_{1,e+f}\\ \mathrm{...}& & \mathrm{...}\\ m_{m,1}& \mathrm{...}& {\&Pi;}_{m,e+f}\end{array}\right],$ 表示全网机组-断面有功灵敏度矩阵；μ表示断面重载系数，一般δ≤μ≤1。

本发明提供的这种基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法，根据负荷超短期预测结果，针对电网设备计划停电情况和电网正常运行情况，分别采用相应的电网结构模拟、实时调度方法、开/停机判断进行调度，对电网提前下达开停机指令和调整出力指令，对负荷波动进行主动调节；本发明方法同时也针对电网设备跳闸情况，采用安全约束判断，对电网机组下达紧急开/停机指令和紧急调整出力指令。本发明将超短期负荷预测与自动发电控制技术相结合，实现了自动发电控制从人为主导转变为程序主导，由单一的发电控制向多元化的安全控制、经济调度、辅助方式调整、事故反应等转变，全面提升了自动发电控制的智能化、自动化水平。

附图说明

图1为本发明的方法流程图。

图2为本发明的开机筛选方法流程图。

图3为本发明的停机筛选方法流程图。

图4为本发明的紧急开机筛选方法流程图。

图5为本发明的紧急停机筛选方法流程图。

具体实施方式

如图1所示，为本发明的方法流程图；以下结合图1～图5，本发明的具体包括如下步骤：

S1.读取电网能量管理系统(EMS系统)的实时数据库，获取当前电网的运行方式和运行数据；

S2.判断电网是否有合/分闸动作：

若电网存在预期的设备停电操作，则跳到“存在预期的分闸情况”处理流程；

若电网存在设备跳闸事故，导致有突发的设备分闸动作，则跳到“存在突发的分闸情况”处理流程；

若电网正常运行，即电网不存在分闸动作情况，则继续以下步骤完成正常情况下的自动发电控制流程；

S3.进行全网负荷超短期Ⅰ次预测和节点负荷超短期Ⅱ次预测；

S4.根据步骤S3获取的全网负荷超短期Ⅰ次预测结果，采用如下算式进行可调容量判断：

若则全网有足够的可调容量，电网不需要额外的开启或停止发电机组的运行来进行电网调节；

若则全网没有足够的可调容量，因此电网需要额外的开启或停止发电机组的运行来进行电网调节；

式中，为主网实时网损系数；L(k)为当前时间点全网负荷；为下一时间点k+1的全网负荷超短期Ⅰ次预测值；P_W为期间区外(包括联络线及区内非统调机组)送入有功计划增量；P_S为水电可调负荷容量；为火电可调负荷容量。

上述判断算式的物理意义在于判断电网当前可调容量相比电网下一预测时刻的发电总需求与现在时刻发电总出力之间的差值的大小：若电网当前可调容量大于电网下一预测时刻的发电总需求与现在时刻发电总出力之间的差值，则表明电网下一预测时刻的发电总需求，可以通过电网现有的可调容量满足，电网不需要进行额外的机组的开机或停机；否则，表明电网现有的可调容量不够，需要进行额外的机组的开机或停机，同时告警，提醒调度员注意。

由于火电机组存在出力调节的速率问题，因此火电机组的理论可调节容量与火电机组的出力调节速率以及预测周期有关，因此火电机组的可用的最大出力应该为理论可调节容量与火电出力调节速率与预测周期的乘积之间的较小值，即火电理论可调容量为P_H，火电平均加减出力速率为hMW/min，负荷短期预测周期为Tmin，若P_H>hT，取P_H ^\＝hT，否则取P_H ^\＝P_H。

S5.根据步骤S3获取的节点负荷超短期Ⅱ次预测，利用如下算式进行实时调节计算：

minF(Δp_s-i,Δp_h-j)＝αF₁+(1-α)F₂

$F_1=\underset{i=1}{\overset{e}{\&Sigma;}}|G_{s-i}+{\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}-G_{s-i}^L|+\underset{j=1}{\overset{f}{\&Sigma;}}|G_{h-j}+{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}-G_{h-j}^L|$

$F_2=\underset{i=1}{\overset{e}{\&Sigma;}}{s}_i+\underset{j=1}{\overset{f}{\&Sigma;}}{h}_j$

$\begin{array}{cc}\{\begin{array}{cc}{s}_i=0& ({\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}=0)\\ s_i=1& ({\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}\&NotEqual;0)\end{array},& \left\{\begin{array}{cc}{h}_j=0& ({\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}=0)\\ h_j=1& ({\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}\&NotEqual;0)\end{array}\right.\end{array}$

$\begin{array}{cc}st.1& (1+\&part;)\stackrel{\&CenterDot;}{L}\end{array}(k+1)-L\left(k\right)-{\mathrm{\&Delta;P}}_W^L-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}=0$

$\begin{array}{cc}st.2& D+\&Pi;\&CenterDot;\mathrm{\&Delta;}p\&le;\mathrm{\&mu;}\stackrel{\&OverBar;}{D}\end{array}$

$\begin{array}{cc}st.3& \left\{\begin{array}{c}1\&le;\left|{\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}\right|\&le;P_{s-i}\\ 5\&le;\left|{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}\right|\&le;P_{h-j}\end{array}\right.\end{array}$

式中：min为取最小值操作；st.1～st.4为求解时的约束条件；假设并网水、火电机组台数分别为e、f，i和j为相应的并网水电、火电机组的编号，且1≤i≤e，1≤j≤f；待求变量Δp_s-i、Δp_h-j分别为AGC对并网水、火电机组的有功调节指令，G_s-i、G_h-j与G^L _s-i、G^L _h-j则表示该机组当前出力与计划出力；F₁、F₂为优化子目标，F₁表示本次调节后水、火电机组出力与日前发电计划的总偏差量，F₂表示本次参与调节的机组台数；α为目标量纲系数，0≤α≤1；L(k)表示当前全网负荷，表示超短期II次预测的下一点全网负荷，表示期间区外计划送入有功增量；D＝[D₁D₂...D_m]^T，分别表示系统预测潮流中的断面有功列表及其控制限额； $\&Pi;=\left[\begin{array}{ccc}{\&Pi;}_{1,1}& \mathrm{...}& {\&Pi;}_{1,e+f}\\ \mathrm{...}& & \mathrm{...}\\ m_{m,1}& \mathrm{...}& {\&Pi;}_{m,e+f}\end{array}\right],$ 表示全网机组-断面有功灵敏度矩阵；μ表示断面重载系数，δ≤μ≤1；Δp＝[Δp_s-1...Δp_s-eΔp_h-1...Δp_h-f]^T为AGC调节指令列表，水、火电分区排列；P_s-i、P_h-j分别为各水电机组、火电机组的单台可调节上、下限量，且∑P_s-i＝P_S，∑P_h-j＝P_H；并网火电机组j的年度发电计划完成率为η_j，而计划完成率最高的火电机组o其计划完成率为η_o(0<η_j≤η_o≤1)。

上述算式中，目标函数的物理意义在于：使得有功调节功率和参与调节的机组台数的加权值最小；

第一约束条件(st.1)的物理意义在于：调节后电网的发电总出力与预测总负荷相等；

第二约束条件(st.2)的物理意义在于：防止电网潮流断面重载或过载，保证电网安全运行；

第三约束条件(st.3)的物理意义在于：单台机组的出力调节值大于调节下限，且小于当前单台机组的可调上限；本方法中单台机组的调节下限参考机组调节响应死区值，取为：水电机组为1MW，火电机组为5MW。

第四约束条件(st.4)的物理意义在于：各个并网发电的火电机组均存在年度发电量计划，为了兼顾各个火电机组发电的公平性，因此调节时让年度发电计划完成率较高的火电机组少发电，而让年度发电计划完成率较低的火电机组多发电。

S6.根据步骤S4的可调判断结果，进行开/停机筛选：

所述的开/停机筛选，包括开机筛选和停机筛选；

开机筛选的步骤如图2所示，具体包括如下步骤：

1)若 $\stackrel{\&CenterDot;}{L}(k+1)-L\left(k\right)>0,$ 则为开机筛选；

2)对所有可开机机组，采用如下四个算式分别进行评分，并求和：

①

②

③

④

式中D_v为当前电网任一有功断面的有功需求；为所述断面的控制限额；Π_v,t为机组t对该断面的机组-断面有功灵敏度；δ为断面警戒系数，0.8≤δ≤1；WL_s-t、WWL_s-t、分别表示机组t所在电站的实时水位、警戒水位、入库流量、出库流量；W_s-t、表示机组t所在电站的当前日完成电量、计划电量；

由于并网风电、光电、小水电出力不可控特性，因此该类型电站不参与调节；而火电、核电机组快速开/停机参与控制不现实，抽水蓄能机组作为特殊调峰电源需单独调度，因此仅考虑常规水电机组作为开/停机筛选对象。

上述评分规则的物理意义为：

①式为考虑电网有功断面的安全性，保证电网发电安全；②式为考虑调节机组所在水电站的实时水位和警戒水位的关系、以及入库流量和出库流量的关系；③式为考虑调节机组所在水电站的当日完成电量和计划发电量之间的关系；④式为考虑机组停备时间，综合考虑机组停机时间，以保证调节过程的合理性。

3)根据步骤2)得到的各个可开机机组的评分求和结果，依次选取评分最大的机组到开机序列，直至下式判断成立：

$\&Sigma;P_{s-t}^{\max }\&GreaterEqual;\left(\stackrel{\&CenterDot;}{L}\right(k+1)-L(k\left)\right)\&CenterDot;\&part;-(P_W+P_S+P_H^{\backslash })\&GreaterEqual;\&Sigma;P_{s-t}^{\min }$

表示所选出的开机序列中机组的可调上限、下限出力之和；

如果所有机组均筛选完成，仍然无法找到合适的开机序列，则告警，请求人工干预。

4)根据步骤3)得到的开机序列，对序列内的机组下令开机，完成开机筛选过程。

停机筛选的步骤如图3所示，具体包括如下步骤：

1)若 $\stackrel{\&CenterDot;}{L}(k+1)-L\left(k\right)<0,$ 则为停机筛选；

2)对所有可停机机组，采用如下四个算式分别进行评分，并求和：

①

②

③

④

式中D_v为当前电网任一有功断面的有功需求；为所述断面的控制限额；Π_v,i为机组i对该断面的机组-断面有功灵敏度；δ为断面警戒系数，0.8≤δ≤1；WL_s-i、WWL_s-i、分别表示机组i所在电站的实时水位、警戒水位、入库流量、出库流量；W_s-i、表示机组i所在电站的当前日完成电量、计划电量；

上述①～④算式的物理意义和开机筛选的算式物理意义相同。

3)根据步骤2)得到的各个可停机机组的评分求和结果，依次选取评分最大的机组到停机序列，直至下式判断成立：

$\&Sigma;P_{s-t}^{\max }\&GreaterEqual;\left(L\right(k)-\stackrel{\&CenterDot;}{L}(k+1\left)\right)\&CenterDot;\&part;-(P_W+P_S+P_H^{\backslash })$

表示所选出的停机序列中机组的可调下限出力之和；

如果所有机组均筛选完成，仍然无法找到合适的停机序列，则告警，请求人工干预。

4)根据步骤3)得到的停机序列，对序列内的机组下令停机，完成停机筛选过程。

S7.根据步骤S5的实时调节计算结果，进行潮流验算和校核；

如果潮流验算和校核不合格，则告警，请求人工干预；

如果潮流验算和校核合格，则继续完成以下步骤；

S8.根据步骤S6的开/停机筛选结果和/或步骤S7的实时调节计算结果，下达开/停机指令和出力调节指令，完成电网调度操作。

若电网有设备计划停电操作，即电网存在预期的设备分闸动作，则跳到“存在预期的合/分闸情况”处理流程，具体处理步骤如下：

1)由调度员通过停电操作预置界面设置该设备运行状态，形成虚拟电网潮流图；

2)将所述基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法的电网结构图替换为步骤1)所述的虚拟电网结构图；

3)在步骤2)的基础上，跳至步骤S3继续执行正常情况下的电网自动发电控制流程；

4)电网分/合闸监视元件将操作信息反馈至停电操作预置界面，确认设备停电操作执行完毕，电网自动发电控制系统切换到实时潮流图并继续执行正常情况下的电网自动发电控制流程。

若电网有突发的设备跳闸事故，即出现突发的设备分闸动作，则跳到“存在突发的合/分闸情况”处理流程，具体处理流程如下：

①获取突发的合闸/分闸操作信息，立即告警、刷新能量管理系统中全网潮流数据和机组-断面灵敏度矩阵；

②判断此时电网运行时，频率、电压、功率因数角、潮流指标是否满足安全约束；

③根据步骤②的判定结果：

若频率、电压、功率因数角和潮流指标满足安全约束，则返回步骤S3，继续执行正常情况下的电网自动发电控制流程；

若频率、电压、功率因数角和潮流指标不满足安全约束，则利用如下算式进行指令校核计算：

minF(Δp_s-i,Δp_h-j)＝F₁+βF₂

$F_1=|L\left(k\right)-G_W^L-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}|$

$F_2=\underset{v=1}{\overset{m}{\&Sigma;}}{d}_v$

$\left\{\begin{array}{cc}{d}_v=0& (D_v+\&Pi;\&CenterDot;\mathrm{\&Delta;}p\&le;\mathrm{\&mu;}\stackrel{\&OverBar;}{D_v})\\ d_v=1& (D_v+\&Pi;\&CenterDot;\mathrm{\&Delta;}p>\mathrm{\&mu;}\stackrel{\&OverBar;}{D_v})\end{array}\right.$

$\begin{array}{cc}st.1& \left\{\begin{array}{c}1\&le;\left|{\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}\right|\&le;P_{s-i}\\ 5\&le;\left|{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}\right|\&le;P_{h-j}\end{array}\right.\end{array}$

式中，min为求取最小值操作；st.1为约束条件；F₁为紧急调节后联络线预期功率偏差；G^L _w为当前联络线送入有功计划值；F₂为紧急调节后全网预期重载断面数；β为目标量纲系数，取值范围为50～100；

④针对步骤③得出的所有计算结果，判断如下两个算式是否成立：

$L\left(k\right)-G_W^L-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}=0$

$D+\&Pi;\&CenterDot;\mathrm{\&Delta;}p\&le;\mathrm{\&mu;}\stackrel{\&OverBar;}{D}$

如果步骤③中得出的所有结果中，存在能让上两个算式成立的结果，表明电网能够通过调节已并网发电机组的出力来进行自动发电控制，此时返回步骤S3执行正常情况下的自动发电控制流程；

如果步骤③中得出的所有结果中，不存在能让上两个算式成立的结果，表明电网不能够通过调节已并网发电机组的出力来进行自动发电控制，此时应立即进行紧急开/停机筛选。

⑤进行紧急开/停机筛选；

所述的紧急开/停机筛选，包括紧急开机筛选和紧急停机筛选；

紧急开机筛选的步骤如图4所示，具体包括如下步骤：

1)若 $L\left(k\right)-G_W^L-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}>0,$ 则为紧急开机筛选；

2)对所有可开机机组，采用如下两个算式分别进行评分，并求和：

①

②

式中D_v为当前电网任一有功断面的有功需求；为所述断面的控制限额；Π_v,t为机组t对该断面的机组-断面有功灵敏度；δ为断面警戒系数，0.8≤δ≤1；WL_s-t、WWL_s-t、分别表示机组t所在电站的实时水位、警戒水位、入库流量、出库流量；

3)根据步骤2)得到的各个可开机机组的评分求和结果，依次选取评分最大的机组到开机序列，直至下式判断成立：

$\&Sigma;P_{s-t}^{\min }\&GreaterEqual;L\left(k\right)-G_W^L-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}\&GreaterEqual;\&Sigma;P_{s-t}^{\min }$

表示所选出的开机序列中机组的可调上限、下限出力之和；

如果所有机组均筛选完成，仍然无法找到合适的紧急开机序列，则告警，请求人工干预。

4)根据步骤3)得到的开机序列，对序列内的机组下令开机，完成开机筛选过程。

所述的紧急停机筛选的步骤如图5所示，具体包括如下步骤：

1)若 $L\left(k\right)-G_W^L-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}r-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}\&le;0,$ 则为停机筛选；

2)对所有可停机机组，采用如下两个个算式分别进行评分，并求和：

①

②

式中D_v为当前电网任一有功断面的有功需求；为所述断面的控制限额；Π_v,i为机组i对该断面的机组-断面有功灵敏度；δ为断面警戒系数，0.8≤δ≤1；WL_s-i、WWL_s-i、分别表示机组i所在电站的实时水位、警戒水位、入库流量、出库流量；

3)根据步骤2)得到的各个可停机机组的评分求和结果，依次选取评分最大的机组到停机序列，直至下式判断成立：

$\&Sigma;P_{s-i}^{\min }\&GreaterEqual;|L\left(k\right)-G_W^L-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}-\&Sigma;{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}|$

表示所选出的停机序列中机组的可调下限出力之和；

如果所有机组均筛选完成，仍然无法找到合适的紧急停机序列，则告警，请求人工干预。

4)根据步骤3)得到的停机序列，对序列内的机组下令停机，完成停机筛选过程。

⑥根据步骤⑤的判断结果和指令校核计算结果，下达紧急调节指令和/或紧急开/停机指令；

⑦步骤⑥的指令完成后，若电网满足安全约束条件，则继续执行所述的正常情况下的电网自动发电控制流程；否则请求人工干预。

Claims (9)

1.一种基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法，包括如下步骤：

S1.读取电网能量管理系统实时数据库，获取当前电网的运行模式和运行数据；

S2.判断电网是否有分/合闸动作：

若电网正常运行，则自动发电控制系统继续运行基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法；

若电网存在预期的设备停电操作，则由调度员通过停电操作预置界面设置预期停电设备的运行状态，形成虚拟电网潮流图，并以该虚拟电网潮流图作为电网发电控制的依据，自动发电控制系统继续电网自动发电控制流程，并在该停电操作结束后重新以实时潮流图作为发电控制依据；

若电网存在突发故障导致设备跳闸，自动发电控制系统立即获取突发的跳闸信息，告警、刷新能量管理系统中全网潮流数据和机组-断面灵敏度矩阵，并判断此时电网运行时，频率、电压、功率因数角、潮流指标是否满足安全约束；

S3.进行全网负荷超短期Ⅰ次预测和节点负荷超短期Ⅱ次预测；

S4.根据步骤S3获取的全网负荷超短期Ⅰ次预测结果，判断全网是否有足够的可调容量；

S5.根据步骤S3获取的节点负荷超短期Ⅱ次预测，根据调度前后电网负荷量、电网系统重载断面数限制、单台调节机组可调容量限制和火力发电厂年度发电计划完成率，利用如下算式进行实时发电调节计算：

minF(Δp_s-i,Δp_h-j)＝αF₁+(1-α)F₂

$F_1=\underset{i=1}{\overset{e}{\&Sigma;}}|G_{s-i}+{\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}-G_{s-i}^L|+\underset{j=1}{\overset{f}{\&Sigma;}}|G_{h-j}+{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}-G_{h-j}^L|$

$F_2=\underset{i=1}{\overset{e}{\&Sigma;}}{s}_i+\underset{j=1}{\overset{f}{\&Sigma;}}{h}_j$

$\begin{array}{cc}\left\{\begin{array}{cc}{s}_i=0& ({\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}=0)\\ s_i=1& ({\mathrm{\&Delta;p}}_{s-i}\&NotEqual;0)\end{array}\right.,& \left\{\begin{array}{cc}{h}_j=0& ({\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}=0)\\ h_j=1& ({\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}\&NotEqual;0)\end{array}\right.\end{array},$

式中：min为取最小值操作；假设并网水、火电机组台数分别为e、f、i和j为相应的并网水电、火电机组的编号，且1≤i≤e，1≤j≤f；待求变量Δp_s-i、Δp_h-j分别为电网系统对并网水、火电机组的有功调节指令，G_s-i、G_h-j与G^L _s-i、G^L _h-j则表示该机组当前出力与计划出力；F₁、F₂为优化子目标，F₁表示本次调节后水、火电机组出力与日前发电计划的总偏差量，F₂表示本次参与调节的机组台数；α为目标量纲系数，0≤α≤1；s_i和h_j为火电/水电机组参与调度标志，若火电/水电机组参与调度，则取值为1，否则取值为0；

S6.根据步骤S4的可调判断结果，进行开/停机筛选；

S7.对步骤S5所述的实时发电调节计算结果进行潮流验算和校核；

S8.根据步骤S6的开/停机筛选结果和/或步骤S7的验算和校核结果，下达开/停机指令和机组发电调节指令，完成电网的自动发电控制。

2.根据权利要求1所述的基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法，其特征在于步骤S4所述的判断全网是否有足够的可调容量，采用下式判断电网是否需要开/停机调节：

若则全网有足够的可调容量，电网不需要额外的开启或关停发电机组的运行来进行电网调节；

若则全网没有足够的可调容量，因此电网需要额外的开启或关停发电机组的运行来进行电网调节；

式中，为主网实时网损系数；L(k)为当前时间点全网负荷；为下一时间点k+1的全网负荷超短期Ⅰ次预测值；P_W为期间区外(包括联络线及区内非统调机组)送入有功计划增量；P_S为水电可调负荷容量；为火电可调负荷容量。

3.根据权利要求1或2所述的基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法，其特征在于若步骤S2所述的频率、电压、功率因数角、潮流指标不满足安全约束，所述的基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法包括如下步骤：

①利用如下算式进行指令校核计算：

minF(Δp_s-i,Δp_h-j)＝F₁+βF₂

$F_1=|L\left(k\right)-G_W^L-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{s-i}-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{h-i}|$

$F_2=\underset{v=1}{\overset{m}{\&Sigma;}}{d}_v$

$\left\{\begin{array}{cc}{d}_v=0& (D_v+\&Pi;\&CenterDot;\mathrm{\&Delta;}p\&le;\mathrm{\&mu;}\stackrel{\&OverBar;}{D_v})\\ d_v=1& (D_v+\&Pi;\&CenterDot;\mathrm{\&Delta;}p>\mathrm{\&mu;}\stackrel{\&OverBar;}{D_v})\end{array}\right.$

$st.1\left\{\begin{array}{c}1\&le;\left|\mathrm{\&Delta;}{p}_{s-i}\right|\&le;P_{s-i}\\ 5\&le;\left|{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}\right|\&le;P_{h-j}\end{array}\right.$

式中，min为求取最小值操作；st.1为约束条件；F₁为紧急调节后联络线预期功率偏差；为当前联络线送入有功计划值；F₂为紧急调节后全网预期重载断面数；β为目标量纲系数，取值范围为50～100；

②根据步骤①的计算结果，判断如下算式是否成立：

$L\left(k\right)-G_W^L-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{s-i}-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{h-j}=0$

$D+\&Pi;\&CenterDot;\mathrm{\&Delta;}p\&le;\mathrm{\&mu;}\stackrel{\&OverBar;}{D}$

③根据步骤②的判断结果，进行紧急开/停机筛选；

④根据步骤③的判断结果和指令校核计算结果，下达紧急发电调节指令和紧急开/停机指令；

⑤步骤④的指令完成后，若电网满足安全约束条件，则继续执行所述的基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法，进行电网自动发电控制；若电网不满足安全约束条件，则报警，并请求人工干预。

4.根据权利要求1或2所述的基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法，其特征在于步骤S6所述的开/停机筛选，包括开机筛选和停机筛选；开机筛选的步骤如下：

1)若 $\stackrel{\&CenterDot;}{L}(k+1)-L\left(k\right)>0,$ 则为开机筛选；

2)对所有可开机机组，采用如下四个算式分别进行评分，并求和：

①

②

③

④

式中D_v为当前电网任一有功断面的有功需求；为所述断面的控制限额；Π_v,t为机组t对该断面的机组-断面有功灵敏度；δ为断面警戒系数，0.8≤δ≤1；WL_s-t、WWL_s-t、 分别表示机组t所在电站的实时水位、警戒水位、入库流量、出库流量；W_s-t、表示机组t所在电站的当前日完成电量、计划电量；

3)根据步骤2)得到的各个可开机机组的评分求和结果，依次选取评分最大的机组到开机序列，直至下式判断成立：

${\mathrm{\&Sigma;P}}_{s-t}^{\max }\&GreaterEqual;\left(\stackrel{\&CenterDot;}{L}\right(k-1)-L(k\left)\right)\&CenterDot;\&part;-(P_W+P_S+P_H^{\backslash })\&GreaterEqual;{\mathrm{\&Sigma;P}}_{s-t}^{\min }$

表示所选出的开机序列中机组的可调上限、下限出力之和；

4)根据步骤3)得到的开机序列，对序列内的机组下令开机，完成开机筛选过程。

停机筛选的步骤如下：

1)若 $\stackrel{\&CenterDot;}{L}(k+1)-L\left(k\right)<0,$ 则为停机筛选；

2)对所有可停机机组，采用如下四个算式分别进行评分，并求和：

①

②

③

④

式中D_v为当前电网任一有功断面的有功需求；为所述断面的控制限额；Π_v,i为机组i对该断面的机组-断面有功灵敏度；δ为断面警戒系数，0.8≤δ≤1；WL_s-i、WWL_s-i、 分别表示机组i所在电站的实时水位、警戒水位、入库流量、出库流量；W_s-i、表示机组i所在电站的当前日完成电量、计划电量；

3)根据步骤2)得到的各个可停机机组的评分求和结果，依次选取评分最大的机组到停机序列，直至下式判断成立：

${\mathrm{\&Sigma;P}}_{s-i}^{\min }\&GreaterEqual;\left(L\right(k)-\stackrel{\&CenterDot;}{L}(k+1\left)\right)\&CenterDot;\&part;-(P_W+P_S+P_H^{\backslash })$

表示所选出的停机序列中机组的可调下限出力之和；

4)根据步骤3)得到的停机序列，对序列内的机组下令停机，完成停机筛选过程。

5.根据权利要求3所述的基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法，其特征在于步骤③所述的紧急开/停机筛选，包括紧急开机筛选和紧急停机筛选；紧急开机筛选包括如下步骤：

1)若 $L\left(k\right)-G_W^L-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{s-i}-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{h-j}>0,$ 则为紧急开机筛选；

2)对所有可开机机组，采用如下两个算式分别进行评分，并求和：

①

②

式中D_v为当前电网任一有功断面的有功需求；为所述断面的控制限额；Π_v,t为机组t对该断面的机组-断面有功灵敏度；δ为断面警戒系数，0.8≤δ≤1；WL_s-t、WWL_s-t、 分别表示机组t所在电站的实时水位、警戒水位、入库流量、出库流量；

3)根据步骤2)得到的各个可开机机组的评分求和结果，依次选取评分最大的机组到开机序列，直至下式判断成立：

${\mathrm{\&Sigma;P}}_{s-t}^{\max }\&GreaterEqual;L\left(k\right)-G_W^L-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{S-i}-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{h-j}\&GreaterEqual;{\mathrm{\&Sigma;P}}_{s-t}^{\min }$

表示所选出的开机序列中机组的可调上限、下限出力之和；

4)根据步骤3)得到的开机序列，对序列内的机组下令开机，完成开机筛选过程。

紧急停机筛选包括如下步骤：

1)若 $L\left(k\right)-G_W^L-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{s-i}-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{h-j}\&le;0,$ 则为停机筛选；

2)对所有可停机机组，采用如下两个个算式分别进行评分，并求和：

①

②

式中D_v为当前电网任一有功断面的有功需求；为所述断面的控制限额；Π_v,i为机组i对该断面的机组-断面有功灵敏度；δ为断面警戒系数，0.8≤δ≤1；WL_s-i、WWL_s-i、 分别表示机组i所在电站的实时水位、警戒水位、入库流量、出库流量；

3)根据步骤2)得到的各个可停机机组的评分求和结果，依次选取评分最大的机组到停机序列，直至下式判断成立：

${\mathrm{\&Sigma;P}}_{s-i}^{\min }\&GreaterEqual;|L\left(k\right)-G_W^L-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{s-i}-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{h-j}|$

表示所选出的停机序列中机组的可调下限出力之和；

4)根据步骤3)得到的停机序列，对序列内的机组下令停机，完成停机筛选过程。

6.根据权利要求1所述的基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法，其特征在于步骤S5所述的根据调度前后电网负荷量，采用下式进行调度前后电网负荷量约束：

$(1+\&part;)\stackrel{\&CenterDot;}{l}(k+1)-l\left(k\right)-{\mathrm{\&Delta;P}}_W^L-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{s-i}-{\mathrm{\&Sigma;\&Delta;p}}_{h-j}=0$

式中l(k)表示当前全网负荷，表示超短期II次预测的下一点全网负荷，表示期间区外计划送入有功增量；表示网损系数；∑Δp_s-i和∑Δp_h-j表示所选定的火电/水电调度机组的调度容量之和。

7.根据权利要求1所述的基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法，其特征在于

步骤S5所述的根据电网系统重载断面数限制，为采用下式对电网系统重载断面数进行约束：

$D+\&Pi;\&CenterDot;\mathrm{\&Delta;}p\&le;\mathrm{\&mu;}\stackrel{\&OverBar;}{D}$

式中D＝[D₁D₂…D_m]^T， $\stackrel{\&OverBar;}{D}={\&lsqb;\stackrel{\&OverBar;}{D_1}\stackrel{\&OverBar;}{D_2}...\stackrel{\&OverBar;}{D_m}\&rsqb;}^T,$ 分别表示系统预测潮流中的断面有功列表及其控制限额； $\&Pi;=\left[\begin{array}{ccc}{\mathrm{\&Pi;}}_{1,1}& ...& {\mathrm{\&Pi;}}_{1,e+f}\\ ...& & ...\\ {\mathrm{\&Pi;}}_{m,1}& ...& {\mathrm{\&Pi;}}_{m,e+f}\end{array}\right],$ 表示全网机组-断面有功灵敏度矩阵；μ表示断面重载系数，一般δ≤μ≤1。

8.根据权利要求1所述的基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法，其特征在于步骤S5所述的根据单台调节机组可调容量限制，为采用下式对单台调节机组可调容量进行约束：

$\left\{\begin{array}{c}1\&le;\left|\mathrm{\&Delta;}{p}_{s-i}\right|\&le;P_{s-i}\\ 5\&le;\left|{\mathrm{\&Delta;p}}_{h-j}\right|\&le;P_{h-j}\end{array}\right.$

式中对水、火电机组的单次节量下限分别取1MW、5MW，上限分别取该机组可调区间P_s-i、P_h-j；可调区间为机组当前出力下调度系统允许的上、下调节量，须根据调度指令的正、负选取，∑P_s-i＝P_S，∑P_h-j＝P_H。

9.根据权利要求1所述的基于在线安全稳定分析的电网自动发电控制方法，其特征在于步骤S5所述的根据火力发电厂年度发电计划完成率，为采用下式对火力发电厂年度发电计划完成率进行约束：

式中取并网火电机组j的年度发电计划完成率为η_j，而计划完成率最高的火电机组o其计划完成率为η_o(0<η_j≤η_o≤1)，D＝[D₁D₂…D_m]^T， $\stackrel{\&OverBar;}{D}={\&lsqb;\stackrel{\&OverBar;}{D_1}\stackrel{\&OverBar;}{D_2}...\stackrel{\&OverBar;}{D_m}\&rsqb;}^T,$ 分别表示系统预测潮流中的断面有功列表及其控制限额； $\&Pi;=\left[\begin{array}{ccc}{\mathrm{\&Pi;}}_{1,1}& ...& {\mathrm{\&Pi;}}_{1,e+f}\\ ...& & ...\\ {\mathrm{\&Pi;}}_{m,1}& ...& {\mathrm{\&Pi;}}_{m,e+f}\end{array}\right],$ 表示全网机组-断面有功灵敏度矩阵；μ表示断面重载系数，一般δ≤μ≤1。