CN107730396A - 一种考虑规模化风电波动特性的电力系统实时平衡方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种考虑规模化风电波动特性的电力系统实时平衡方法，包括：实时获取电力系统的超短期电力负荷预测曲线、调度口径风电总出力的超短期功率预测曲线和各类机组运行数据；根据超短期电力负荷预测曲线和超短期功率预测曲线计算得到电力系统的净负荷功率曲线；根据净负荷功率曲线计算净负荷功率波动情况；根据获得的电力系统各类机组运行数据，分析电力系统中各类机组的安全约束条件，并确定符合安全约束条件的各类机组的快速调节能力；将净负荷功率波动情况与电力系统中各个机组的快速调节能力进行匹配，得到最佳的电力系统实时平衡方案。本发明为电力系统调度运行提供了实时平衡方案，保证电力系统的安全运行和清洁能源的最优消纳。
Description
技术领域
本发明属于电力系统调度运行技术领域，尤其涉及一种考虑规模化风电波动特性的电力系统实时平衡方法。
背景技术
当电力系统的总发电等于总负荷(即功率消耗)时，系统的频率保持稳定；当发电与负荷之间失去平衡，系统的频率就会发生波动；发电与负荷功率的严重失衡会出现电力系统的频率崩溃，导致大面积的停电事故。风电出力具有间歇性、波动性等特征，随着风电装机的迅猛发展，规模化风电的并网很大程度给电力系统的安全运行带来严峻挑战。风电装机的日益壮大增加了发电侧功率的不确定性和波动性，加剧了系统功率不平衡的情况。通过电力系统的调频机组的功率调整，可使整个系统的有功达到新的平衡，使得频率维持在稳定水平。
发明内容
为了解决现有技术存在的上述问题，本发明提供了一种考虑规模化风电波动特性的电力系统实时平衡方法，该方法通过对规模化风电接入电网后电力系统的平衡需求进行重新计算，实时分析电力系统的快速调节能力并与系统的调功需求进行优化匹配，达到电力系统的实时电力平衡和清洁能源的充分利用等效果，可有效提升电力系统的电能质量，增强各类能源的合理分配和充分利用。
本发明提供了一种考虑规模化风电波动特性的电力系统实时平衡方法，包括：
步骤S1：实时获取电力系统的超短期电力负荷预测曲线PL、调度口径风电总出力的超短期功率预测曲线PW和电力系统各类机组运行数据；
其中，PL＝[PL1,PL2,…PLN]T，PW＝[PW1,PW2,…PWN]，N为采样点个数且N为正整数，所述电力系统各类机组至少包括：电力系统中自动发电控制机组、非自动发电控制机组、抽水蓄能机组、联络线机组；
步骤S2：根据步骤S1获取的电力系统的超短期电力负荷预测曲线PL和调度口径风电总出力的超短期功率预测曲线PW计算电力系统的净负荷功率曲线PLD；
其中，PLD＝PL-PW，PLD＝[PLD(1),PLD(2),…,PLD(N)]；
步骤S3：根据步骤S2得到的净负荷功率曲线PLD计算净负荷功率波动量ΔPLD的最大正向波动ΔPLD+和最大正向波动出现时刻T+，以及最大反向波动ΔPLD-和最大反向波动出现时刻T；
其中，ΔPLD＝PLD(j)-PLD(j-1)，2≤j≤N，ΔPLD+＝MAX(ΔPLD1,ΔPLD2,…,ΔPLDN)，ΔPLD-＝MIN(ΔPLD1,ΔPLD2,…,ΔPLDN)；
当ΔPLD+＝ΔPLDk,1≤k≤N时，T+＝k×ΔT，当ΔPLD-＝ΔPLDh,1≤h≤N时，T-＝h×ΔT，ΔT为采样时间间隔；
步骤S4：根据步骤S1获得的电力系统各类机组运行数据，分析电力系统中各类机组的安全约束条件，并确定符合安全约束条件的各类机组在最大正向波动ΔPLD+出现时刻T+和最大反向波动ΔPLD-出现时刻T-的快速调节能力；
步骤S5：将步骤S3获得的净负荷功率最大正反波动需求与步骤S4获得的电力系统中各类机组的快速调节能力进行匹配，得到最佳的电力系统实时平衡方案。
在本发明提供的方案中，步骤S1中的超短期电力负荷预测曲线PL、调度口径风电总出力的超短期功率预测曲线PW和电力系统各类机组运行数据均可以通过现有的电力系统直接读取获得。
进一步的，所述步骤S4中各类机组的安全约束条件具体为：
A、自动发电控制机组(即AGC机组)安全约束条件包括：
a1、出力安全约束条件：
式中：表示自动发电控制机组n在t时刻的出力，和分别表示自动发电控制机组n的最大和最小出力，表示自动发电控制机组n在t时刻的可调节裕度；
其中，和均可以通过现有的电力系统直接读取获得；该出力安全约束条件用于约束AGC机组中的水力发电机组和火力发电机组的出力可调节裕度。
a2、自动发电控制机组中火力发电机组爬坡率安全约束条件：
式中：DRn agc表示自动发电控制机组n的下降爬坡速率，URn agc表示自动发电控制机组n的上升爬坡速率，单位为MW/min，表示机组的可调节裕度；
其中，DRn agc、URn agc和ΔT均可由现有电力系统直接读取获得；该爬坡率安全约束条件用于约束AGC机组中火力发电机组的可调节裕度，综合考虑安全约束条件a1和安全约束条件a2，选取同时满足两个安全约束条件的最小可调节裕度即可作为本方案中AGC机组中火力发电机组的可调节裕度。
a3、自动发电控制机组中水力发电机组水位安全约束条件：
式中：Wol表示自动发电控制机组中水电机组i的初始水位，Wlmax和Wlmin分别表示该水电机组i的最大和最小水位，Pui agc(t)表示该水电机组i在t时刻的实际出力，ΔPui agc(t)表示该水电机组i在t时刻的可调节裕度，ηGl表示水电机组平均电量转换系数，ηsl表示水电机组平均水量转换系数；
其中，Wol、Wlmax、Wlmin、Pui agc(t)和ΔT均可由现有电力系统直接读取获得，ηGl和ηsl由本领域技术人员根据经验值设定，ηGl的优选取值范围为75％-85％，ηsl的优选取值范围为75％-85％；该水位安全约束条件用于约束AGC机组中水力发电机组的可调节裕度，综合考虑安全约束条件a1和安全约束条件a2，选取同时满足两个安全约束条件的最小可调节裕度即可作为本方案中AGC机组中水力发电机组的可调节裕度。
B、非自动发电控制机组(即非AGC机组)安全约束条件包括：
b1、出力安全约束条件：
Pnmin-Pn(t)≤ΔPn(t)≤Pnmax-Pn(t)
式中：Pn(t)表示非自动发电控制机组n在t时刻的出力，Pnmax和Pnmin分别表示该机组n的最大和最小出力，ΔPn(t)表示该机组n在t时刻的可调节裕度；
其中，Pn(t)、Pnmax和Pnmin均可以通过现有的电力系统直接读取获得；该出力安全约束条件用于约束非AGC机组中的水力发电机组和火力发电机组的出力可调节裕度。
b2、非自动发电控制机组中火力发电机组爬坡率安全约束条件：
DRnΔT≤ΔPn≤URnΔT
式中：DRn表示非自动发电控制机组n的下降爬坡速率，URn表示该机组n的上升爬坡速率，单位为MW/min，ΔT表示采样时间间隔，ΔPn表示机组的可调节裕度；
其中，DRn、URn和ΔT均可由现有电力系统直接读取获得；该爬坡率安全约束条件用于约束非AGC机组中火力发电机组的可调节裕度，综合考虑安全约束条件b1和安全约束条件b2，选取同时满足两个安全约束条件的最小可调节裕度即可作为本方案中非AGC机组中火力发电机组的可调节裕度。
b3、非自动发电控制机组中水力发电机组水位安全约束条件：
式中：Wol表示非自动发电控制机组中水电机组i的初始水位，Wlmax和Wlmin分别表示该水电机组i的最大和最小水位，Pui(t)表示该水电机组i在t时刻的实际出力，ΔPui(t)表示该水电机组i在t时刻的可调节裕度，ηGl表示水电机组平均电量转换系数，ηsl表示水电机组平均水量转换系数；
其中，Wol、Wlmax、Wlmin、Pui(t)和ΔT均可由现有电力系统直接读取获得，ηGl和ηsl由本领域技术人员根据经验值设定，ηGl的优选取值范围为75％-85％，ηsl的优选取值范围为75％-85％；该水位安全约束条件用于约束AGC机组中水力发电机组的可调节裕度，综合考虑安全约束条件a1和安全约束条件a2，选取同时满足两个安全约束条件的最小可调节裕度即可作为本方案中非AGC机组中水力发电机组的可调节裕度。
C、抽水蓄能电站安全约束条件包括：
c1、输出功率安全约束条件：
式中：KS的取值为1或0，当KS等于1时表示t时刻抽水蓄能电站处于抽水工况，当KS等于0时表示t时刻抽蓄电站处于非抽水工况，KG的取值为1或0，当KG等于1时表示t时刻抽水蓄能电站处于发电工况，当KG等于0时表示t时刻抽水蓄能电站处于非发电工况，PG(t)表示t时刻抽水蓄能电站的输出功率，Ph表示抽水蓄能电站发电机组的额定功率，PGmin表示抽水蓄能电站发电机组的最低出力，ΔPG(t)表示抽水蓄能电站发电机组的可调节裕度；
其中，KS和KG的值可以根据现有电力系统中的数据判断得出，PG(t)、Ph和PGmin可以由现有电力系统直接读取获得；该安全约束条件用于约束抽水蓄能电站的可调节裕度。
c2、抽水蓄能电站库容安全约束条件：
式中：Wo表示抽水蓄能电站上水库初始水量，Wmax和Wmin分别表示抽水蓄能电站上水库最大和最小水量，PG(t)表示抽水蓄能电站发电机组在t时刻的实际出力，ΔPG(t)表示该抽水蓄能电站在t时刻的可调节裕度，ηG表示抽水蓄能电站平均电量转换系数，ηs表示抽水蓄能电站平均水量转换系数；
其中，Wo、Wmax、Wmin、PG(t)和ΔT均可由现有电力系统直接读取获得，ηG和ηs由本领域技术人员根据经验值设定，ηG的优选取值范围为90％-100％，ηs的优选取值范围为70％-80％；该库容安全约束条件用于约束抽水蓄能电站的可调节裕度，综合考虑安全约束条件c1和安全约束条件c2，选取同时满足两个安全约束条件的最小可调节裕度即可作为本方案中抽水蓄能电站的可调节裕度。
D、联络线机组安全约束条件包括：
联络线机组安全传输功率安全约束条件：
Ptiemin-Ptie(t)≤ΔPtie(t)≤Ptiemax-Ptie(t)
式中：Ptiemax和Ptiemin分别表示联络线机组安全传输规定的最大和最小传输功率，Ptie(t)表示t时刻联络线机组的实际传输功率，ΔPtie(t)表示t时刻联络线机组传输功率的可调节裕度。
其中，Ptiemax、Ptiemin和Ptie(t)均可由现有电力系统直接读取获得。
进一步的，步骤S5具体为：
步骤S5.1：判断步骤S4得到的自动发电控制机组的快速调节能力是否满足步骤S3获得的净负荷功率最大正反波动需求，若满足则调用自动发电控制机组完成调节，得到最佳的电力系统实时平衡方案，若不满足执行步骤S5.2；
步骤S5.2：根据自动发电控制机组的快速调节能力确定剩余的净负荷功率最大正反波动需求，判断非自动发电控制机组的快速调节能力是否满足剩余的净负荷功率最大正反波动需求，若满足则调用非自动发电控制机组完成调节，得到最佳的电力系统实时平衡方案，若不满足执行步骤S5.3；
步骤S5.3：根据自动发电控制机组和非自动发电控制机组的快速调节能力确定剩余的净负荷功率最大正反波动需求，判断抽水蓄能电站的快速调节能力是否满足剩余的净负荷功率最大正反波动需求，若满足则调用抽水蓄能电站完成调节，得到最佳的电力系统实时平衡方案，若不满足执行步骤S5.4；
步骤S5.4：根据自动发电控制机组、非自动发电控制机组和抽水蓄能电站的快速调节能力确定剩余的净负荷功率最大正反波动需求，判断调度范围内水电、风电最大可弃电出力是否满足剩余的净负荷功率最大正反波动需求，若满足则弃水弃风完成调节，得到最佳的电力系统实时平衡方案，若不满足执行步骤S5.5；
其中，调度范围内水电、风电最大可弃电出力可以从现有的电力系统直接获得；
步骤S5.5：根据自动发电控制机组、非自动发电控制机组和抽水蓄能电站的快速调节能力确定弃水弃风后剩余的净负荷功率最大正反波动需求，判断联络线机组的快速调节能力是否满足剩余的净负荷功率最大正反波动需求，若满足则调用联络线机组完成调节，得到最佳的电力系统实时平衡方案，若不满足执行步骤S5.6；
步骤S5.6：根据自动发电控制机组、非自动发电控制机组、抽水蓄能电站和联络线机组的快速调节能力确定弃水弃风后剩余的净负荷功率最大正反波动需求，判断系统中未开机火电机组启停调峰是否满足剩余的净负荷功率最大正反波动需求，若满足则启停火电机组完成调节，得到最佳的电力系统实时平衡方案，若不满足执行步骤S5.7；
步骤S5.7：采用直接切除负荷的方法，维持电力系统安全稳定运行。
其中，切除负荷时需符合国务院599号令《电力安全事故应急处置和调查处理条例》的要求。
进一步的，步骤S5.6中判断系统中未开机火电机组启停调峰是否满足剩余的净负荷功率最大正反波动需求的约束公式为：
DRHΔTS≤ΔPshortage≤URHΔTS
式中，ΔPshortage表示剩余净负荷功率最大正反向波动需求，URH表示未开机火电机组上爬坡速率，DRH表示未火电机组下爬坡速率，S表示未开机火电机组台数。
有益效果
本发明考虑风电并网系统的净负荷波动特性，分析了在不同时间窗口内净负荷的最大正向波动、最大反向波动；根据电力系统实际运行情况将全网机组分类，分为AGC机组、非AGC机组、抽水蓄能机组、联络线机组四类，所有机组均为可实时调节机组，分别计算获得各类机组实时快速可调节能力；根据电网机组快速调节能力和净负荷波动匹配情况得到各类机组实时调节结果。本发明提供的方案保证电力系统的安全运行前提下，实现电网清洁能源的最优消纳；同时，机组调节需求分配更符合电网实际运行，最终满足规模化风电接入系统的电力实时平衡要求，贴近电网实际运行，可操作性更强。
附图说明
图1是本发明提供的一种考虑规模化风电波动特性的电力系统实时平衡方法的流程示意图；
图2是本发明实施例提供的考虑规模化风电波动特性的电力系统实时平衡方法的具体流程图；
图3是本发明实施例中丰水期小负荷典型方式日的实际负荷曲线、风电出力曲线和净负荷曲线；
图4是本发明实施例中5分钟采样间隔的净负荷相邻采样点波动情况；
图5是本发明实施例中15分钟采样间隔的净负荷相邻采样点波动情况。
具体实施方式
为了方便更好的理解本发明提供的技术方案，下面以中国某省电网的丰水期小负荷典型方式日的实际运行数据为例，研究本方法在电力调度运行中的应用。
丰水期小负荷典型方式日的实际负荷曲线、风电出力曲线和净负荷曲线如附图3所示。
根据分析需要，将采样时间间隔分别设定为5min和15min，则净负荷相邻采样点波动情况分别如附图4和附图5所示。
通过分析5min和15min采样时间间隔的净负荷相邻采样点波动情况，得到丰水期小负荷典型方式日在不同采样时间间隔的净负荷最大正向波动和最大反向波动，结果如表1所示。
表1 丰水期小负荷典型方式日净负荷波动情况分析结果
根据参与AGC机组运行模式的不同，将该典型方式日AGC机组按照优先级进行划分。
AGC机组中的水电机组分别为自动调节模式(AUTOR)、手动调节模式(BASEO)、计划模式(SCHE)，其中计划模式机组的基本功率由发电计划曲线确定；AGC机组中的火电机组全部为手动调节模式(BASEO)。AGC机组向上调节顺序为：水电AUTOR—水电BASEO—火电BASEO；AGC机组向下调节顺序为：火电BISEO—水电AUTOR—水电BASEO。该省的非AGC机组仅有水电机组。
在丰水期小负荷典型方式日，为了保证水电资源优先上网，在系统进行向下调节时，除了火电机组外，优先调用抽水蓄能电站抽水，存储能量。
根据各类机组可调节裕度的安全约束条件，分析采样时间间隔分别在5min和15min的电力系统各类机组的快速调节能力，分析结果如表2所示。
表2 各类机组正/反向波动最大时刻可用调节裕度
由上表各类机组的可调节裕度分析结果，并结合风电并网系统净负荷波动情况分析结果，得到如表3所示的各类机组实际调节出力结果。
表3 各类机组实际调节出力情况
根据表3所示的调节方案可以使电力系统达到实时平衡。
本发明提供的方法既适用于省级电网的调度运行的省内实时发电控制，亦适用于区域电网的省间电力平衡。二者的不同点在于，该方法运用于省级电网的调度运行的实时发电控制是基于既定的电力系统联络线机组计划功率开展省内的实时平衡分析；而运用于区域电网则是根据各省的平衡需求状态开展大区域的电力平衡分析，可基于安全边界适当调整省间的功率交换。
综上所述，本发明考虑风电并网系统的净负荷波动特性，分析了在不同时间窗口内净负荷的最大正向波动、最大反向波动；根据电力系统实际运行情况将全网机组分类，分为AGC机组、非AGC机组、抽水蓄能机组、联络线机组四类，所有机组均为可实时调节机组，分别计算获得各类机组实时快速可调节能力；根据电网机组快速调节能力和净负荷波动匹配情况得到各类机组实时调节结果。本发明提供的方案保证电力系统的安全运行前提下，实现电网清洁能源的最优消纳；同时，机组调节需求分配更符合电网实际运行，最终满足规模化风电接入系统的电力实时平衡要求，贴近电网实际运行，可操作性更强。
以上所述仅为本发明的实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明精神和原则之内，所作任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (4)
1.一种考虑规模化风电波动特性的电力系统实时平衡方法，其特征在于，包括：
步骤S1：实时获取电力系统的超短期电力负荷预测曲线PL、调度口径风电总出力的超短期功率预测曲线PW和电力系统各类机组运行数据；
其中，PL＝[PL1,PL2,…PLN]T，PW＝[PW1,PW2,…PWN]，N为采样点个数且N为正整数，所述电力系统各类机组至少包括：电力系统中自动发电控制机组、非自动发电控制机组、抽水蓄能机组、联络线机组；
步骤S2：根据步骤S1获取的电力系统的超短期电力负荷预测曲线PL和调度口径风电总出力的超短期功率预测曲线PW计算电力系统的净负荷功率曲线PLD；
其中，PLD＝PL-PW，PLD＝[PLD(1),PLD(2),…,PLD(N)]；
步骤S3：根据步骤S2得到的净负荷功率曲线PLD计算净负荷功率波动量△PLD的最大正向波动△PLD+和最大正向波动出现时刻T+，以及最大反向波动△PLD-和最大反向波动出现时刻T-；
其中，△PLD＝PLD(j)-PLD(j-1)，2≤j≤N，△PLD+＝MAX(△PLD1,△PLD2,…,△PLDN)，△PLD-＝MIN(△PLD1,△PLD2,…,△PLDN)；
当△PLD+＝△PLDk,1≤k≤N时，T+＝k×△T，当△PLD-＝△PLDh,1≤h≤N时，T-＝h×△T，△T为采样时间间隔；
步骤S4：根据步骤S1获得的电力系统各类机组运行数据，分析电力系统中各类机组的安全约束条件，并确定符合安全约束条件的各类机组在最大正向波动△PLD+出现时刻T+和最大反向波动△PLD-出现时刻T-的快速调节能力；
步骤S5：将步骤S3获得的净负荷功率最大正反波动需求与步骤S4获得的电力系统中各类机组的快速调节能力进行匹配，得到最佳的电力系统实时平衡方案。
2.根据权利要求1所述的电力系统实时平衡方法，其特征在于，所述步骤S4中各类机组的安全约束条件具体为：
A、自动发电控制机组安全约束条件包括：
a1、出力安全约束条件：
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<mi>t</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
式中：表示自动发电控制机组n在t时刻的出力，和分别表示自动发电控制机组n的最大和最小出力，表示自动发电控制机组n在t时刻的可调节裕度；
a2、自动发电控制机组中火力发电机组爬坡率安全约束条件：
<mrow>
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</mrow>
式中：DRn agc表示自动发电控制机组n的下降爬坡速率，URn agc表示自动发电控制机组n的上升爬坡速率，单位为MW/min，表示机组的可调节裕度；
a3、自动发电控制机组中水力发电机组水位安全约束条件：
<mrow>
<mfrac>
<mrow>
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</mfrac>
</mrow>
式中：Wol表示自动发电控制机组中水电机组i的初始水位，Wl max和Wl min分别表示该水电机组i的最大和最小水位，Pui agc(t)表示该水电机组i在t时刻的实际出力，△Pui agc(t)表示该水电机组i在t时刻的可调节裕度，ηGl表示水电机组平均电量转换系数，ηsl表示水电机组平均水量转换系数；
B、非自动发电控制机组安全约束条件包括：
b1、出力安全约束条件：
Pn min-Pn(t)≤△Pn(t)≤Pn max-Pn(t)
式中：Pn(t)表示非自动发电控制机组n在t时刻的出力，Pn max和Pn min分别表示该机组n的最大和最小出力，△Pn(t)表示该机组n在t时刻的可调节裕度；
b2、非自动发电控制机组中火力发电机组爬坡率安全约束条件：
DRn△T≤△Pn≤URn△T
式中：DRn表示非自动发电控制机组n的下降爬坡速率，URn表示该机组n的上升爬坡速率，单位为MW/min，△T表示采样时间间隔，△Pn表示机组的可调节裕度；
b3、非自动发电控制机组中水力发电机组水位安全约束条件：
<mrow>
<mfrac>
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</mfrac>
</mrow>
式中：Wol表示非自动发电控制机组中水电机组i的初始水位，Wl max和Wl min分别表示该水电机组i的最大和最小水位，Pui(t)表示该水电机组i在t时刻的实际出力，△Pui(t)表示该水电机组i在t时刻的可调节裕度，ηGl表示水电机组平均电量转换系数，ηsl表示水电机组平均水量转换系数；
C、抽水蓄能电站安全约束条件包括：
c1、输出功率安全约束条件：
<mfenced open = "{" close = "">
<mtable>
<mtr>
<mtd>
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</mrow>
</mtd>
</mtr>
</mtable>
</mfenced>
式中：KS的取值为1或0，当KS等于1时表示t时刻抽水蓄能电站处于抽水工况，当KS等于0时表示t时刻抽蓄电站处于非抽水工况，KG的取值为1或0，当KG等于1时表示t时刻抽水蓄能电站处于发电工况，当KG等于0时表示t时刻抽水蓄能电站处于非发电工况，PG(t)表示t时刻抽水蓄能电站的输出功率，△PG(t)表示t时刻抽水蓄能电站的可调节裕度，Ph表示抽水蓄能电站发电机组的额定功率，PG min表示抽水蓄能电站发电机组的最低出力；
c2、抽水蓄能电站库容安全约束条件：
<mrow>
<mfrac>
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</mfrac>
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式中：Wo表示抽水蓄能电站上水库初始水量，Wmax和Wmin分别表示抽水蓄能电站上水库最大和最小水量，PG(t)表示抽水蓄能电站发电机组在t时刻的实际出力，△PG(t)表示该抽水蓄能电站在t时刻的可调节裕度，ηG表示抽水蓄能电站平均电量转换系数，ηs表示抽水蓄能电站平均水量转换系数；
D、联络线机组安全约束条件包括：
联络线机组安全传输功率安全约束条件：
Ptie min-Ptie(t)≤△Ptie(t)≤Ptie max-Ptie(t)
式中：Ptie max和Ptie min分别表示联络线机组安全传输规定的最大和最小传输功率，Ptie(t)表示t时刻联络线机组的实际传输功率，△Ptie(t)表示t时刻联络线机组传输功率的可调节裕度。
3.根据权利要求2所述的电力系统实时平衡方法，其特征在于，步骤S5具体为：
步骤S5.1：判断步骤S4得到的自动发电控制机组的快速调节能力是否满足步骤S3获得的净负荷功率最大正反波动需求，若满足则调用自动发电控制机组完成调节，得到最佳的电力系统实时平衡方案，若不满足执行步骤S5.2；
步骤S5.2：根据自动发电控制机组的快速调节能力确定剩余的净负荷功率最大正反波动需求，判断非自动发电控制机组的快速调节能力是否满足剩余的净负荷功率最大正反波动需求，若满足则调用非自动发电控制机组完成调节，得到最佳的电力系统实时平衡方案，若不满足执行步骤S5.3；
步骤S5.3：根据自动发电控制机组和非自动发电控制机组的快速调节能力确定剩余的净负荷功率最大正反波动需求，判断抽水蓄能电站的快速调节能力是否满足剩余的净负荷功率最大正反波动需求，若满足则调用抽水蓄能电站完成调节，得到最佳的电力系统实时平衡方案，若不满足执行步骤S5.4；
步骤S5.4：根据自动发电控制机组、非自动发电控制机组和抽水蓄能电站的快速调节能力确定剩余的净负荷功率最大正反波动需求，判断调度范围内水电、风电最大可弃电出力是否满足剩余的净负荷功率最大正反波动需求，若满足则弃水弃风完成调节，得到最佳的电力系统实时平衡方案，若不满足执行步骤S5.5；
步骤S5.5：根据自动发电控制机组、非自动发电控制机组和抽水蓄能电站的快速调节能力确定弃水弃风后剩余的净负荷功率最大正反波动需求，判断联络线机组的快速调节能力是否满足剩余的净负荷功率最大正反波动需求，若满足则调用联络线机组完成调节，得到最佳的电力系统实时平衡方案，若不满足执行步骤S5.6；
步骤S5.6：根据自动发电控制机组、非自动发电控制机组、抽水蓄能电站和联络线机组的快速调节能力确定弃水弃风后剩余的净负荷功率最大正反波动需求，判断系统中未开机火电机组启停调峰是否满足剩余的净负荷功率最大正反波动需求，若满足则启停火电机组完成调节，得到最佳的电力系统实时平衡方案，若不满足执行步骤S5.7；
步骤S5.7：采取直接切除负荷的方法，维持电力系统安全稳定运行。
4.根据权利要求3所述的电力系统实时平衡方法，其特征在于，步骤S5.6中判断系统中未开机火电机组启停调峰是否满足剩余的净负荷功率最大正反波动需求的约束公式为：
DRH△TS≤△Pshortage≤URH△TS
式中，△Pshortage表示剩余的净负荷功率最大正反向波动需求，URH表示未开机火电机组上爬坡速率，DRH表示未火电机组下爬坡速率，S表示未开机火电机组台数。
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