CN111900729A - 一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整方法及装置，区域电网调控机构周期编制直调机组及省间联络线日内初始计划；省级电网调控机构编制省级电网日内初始发电计划；区域电网调控机构根据省级电网日内初始发电计划开展全网新能源消纳趋势分析；当存在某个省级电网日内新能源消纳能力不足并且直调机组或其它省级电网调峰能力有富余时，对区域电网源网荷互动日内计划优化调整，根据区域电网源网荷互动日内计划，将调整后的常规机组发电计划、新能源发电计划、可调节负荷及储能调用计划和省间送受电计划下发给各省级电网调控机构调度执行。本发明通过组织跨省源网荷互动，释放大电网富余调峰能力，提升局部电网新能源消纳能力。

Description

一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整方法及装置

技术领域

本发明涉及一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整方法及装置，属于电力系统调度自动化技术领域。

背景技术

随着国内风电、光伏等新能源快速发展，电网新能源并网的快速扩大，局部电网包括部分省级电网在内，受本地新能源装机容量、电源结构、负荷水平等因素，出现局部时段新能源消纳困难。

解决新能源消纳困难问题，在日内计划阶段，当前主要是通过多元能源协调优化、储能、可调节负荷等新型调峰资源参与电网调节，促进提升电网新能源消纳能力；但当前电网日内及实时运行控制主要以省级电网为决策主体，在本省电网新能源消纳困难时，省级电力调控机构难以调动省外更大范围内的源、荷资源跨省互济，提升新能源消纳能力。另一方面，区域电网范围内统一的日内计划联合优化编制受区域内省级电力市场交易合同执行方式、日内计划编制模式差异及电网运行实际约束的影响，难以常态化、实用化运行。

因此，在当前以省级电网为日内计划优化编制为主体的基础上，通过由区域电网调控机构协调区内省级电网跨省源网荷互动日内计划优化调整，通过跨省源、荷日内计划互动响应，提升局部电网新能源消纳能力，是当前电网调控运行急需解决的问题。

发明内容

目的：为了解决现有技术中对区域电网跨省源网荷储日内计划优化调整互动的需求，本发明提供一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整方法及装置，该方法适用于区域电网调控机构在日内计划阶段，根据各省风电、光伏等新能源消纳需求，在各省日内调度计划的基础上，通过组织跨省源网荷互动，释放大电网富余调峰能力，提升局部电网新能源消纳能力。

技术方案：为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案为：

一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整方法，包括如下步骤：

区域电网调控机构周期滚动编制区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划，并根据区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划进行区域电网安全校核；

区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划周期滚动下发给省级电网调控机构；

省级电网调控机构根据区域电网调控机构下发的区域电网直调机组和省间联络线日内初始计划，周期滚动编制省级电网日内初始发电计划，并根据省级电网内日内初始计划进行省级电网安全校核；

省级电网日内初始发电计划周期滚动上报至区域电网调控机构；

区域电网调控机构根据省级电网日内初始发电计划开展全网新能源消纳趋势分析；当存在某个省级电网日内新能源消纳能力不足并且区域电网直调机组或其它省级电网调峰能力有富余时，进入下一步；否则，等待开展下一周期；

区域电网源网荷互动日内计划优化调整，并对优化调整后的区域电网源网荷互动日内计划进行安全校核；

根据区域电网源网荷互动日内计划，生成调整后的直调机组计划、各省调整后的常规机组发电计划、新能源发电计划和可调负荷及储能调用计划，根据优化的常规机组发电计划、新能源发电计划、可调节负荷及储能调用计划及各省系统负荷预测，生成调整后的省间日内送受电计划；将调整后的常规机组发电计划、新能源发电计划、可调节负荷及储能调用计划和省间送受电计划下发给各省级电网调控机构调度执行。

作为优选方案，所述周期为15分钟。

作为优选方案，所述区域电网源网荷互动日内计划优化调整，并对优化调整后的区域电网源网荷互动日内计划进行安全校核，包括如下步骤：构建区域电网源网荷互动日内计划优化调整模型，采用线性规划算法对区域电网源网荷互动日内计划优化调整模型求解，并与区域电网日内计划静态安全校核闭环迭代，将静态安全校核发现的新增约束条件增加到日内计划优化调整中，重新计算，直至消除所有断面和支路越限，最后输出满足全网安全约束的区域电网源网荷互动日内计划。

作为优选方案，所述区域电网源网荷互动日内计划优化调整模型，具体如下：

考虑多个优化目标，至少包括区域电网全局新能源消纳能力最大、可调节负荷调用成本最小及常规机组出力调整成本最小其中一种，公式如下所示。

式中，T表示日内计划优化时段集，t表示各优化计算时段；I表示全网常规机组集，i表示常规机组；W表示新能源机组集，w表示新能源机组，L表示可调负荷和储能电站集，l表示可调负荷和储能电站；

表示常规机组i在t时段日内计划功率正向调整量、计划功率反向调整量，C_i,t表示常规机组i在t时段单位计划功率调整成本；Δp_w,t表示新能源机组w在t时段的弃风弃光功率，C_w,t表示新能源机组w在t时段的单位弃风弃光功率成本，Δp_l,t表示可调节负荷或储能l在t时段的下调或充电功率，C_l,t表示可调节负荷或储能l在t时段的下调或充电单位功率调用成本。

作为优选方案，所述区域电网源网荷互动日内计划优化调整模型的约束条件，如下所示：

1)常规机组运行约束：

P_i,minu_i,t≤p_i,t≤P_i,maxu_i,t (1)

式中：p_i,t是常规机组i在t时段调整后的日内计划功率，

常规机组i在t时段调整前的初始日内计划功率，由区域直调机组初始日内计划功率或省级电网调控机构上报省调机组日内计划功率获取。

p_i,t-p_i,t-1≤RU_i(1-y_i,t)+P_i,maxy_i,t (4)

p_i,t-1-p_i,t≤RD_i(1-z_i,t)+P_i,maxz_i,t (5)

式中：p_i,t-1是常规机组i在t-1时段调整后的日内计划功率，P_i,min与P_i,max分别为常规机组i的出力下限与出力上限，u_i,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段的运行状态，0表示常规机组i在t时刻停机，1表示机组i在t时刻运行。RU_i与RD_i分别为常规机组i的爬坡率和滑坡率；y_i,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段是否开机(由停机变开机)，0表示常规机组i在t时段未进行开机动作，1表示常规机组i在t时段进行开机动作；z_i,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段是否停机(由开机变停机)，0表示常规机组i在t时段未进行停机动作，1表示常规机组i在t时段进行停机动作。

2)分省备用需求约束：

式中：

为常规机组i在t时段可提供的正选择备用容量、负选择备用容量；

为省级电网a在t时段的正旋转备用需求、负旋转备用需求。

3)可调负荷及储能电站运行约束

Δp_l,t≤ΔL_l,t (8)

式中：ΔL_l,t为可调负荷或储能电站l在t时段的申报可削减功率；p_l,t是可调节负荷或储能电站l在t时段计划调整后用电功率，

是可调节负荷或储能电站l在t时段的基线用电功率；H(t)为t时段时间长度(小时)，ΔM_l,t0为可调负荷或储能电站l从计划开始时刻t0开始的可充电量。

4)新能源机组出力约束

式中：p_w,t是新能源机组w在t时段的优化调整后的计划出力功率；

是新能源机组w在t时段的超短期功率预测功率。

5)电网安全约束

式中：L_ij表示支路ij的潮流上限；M为电网计算节点集合；S_i,j,t为节点i的注入功率对支路ij的在t时段的灵敏度。

一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整装置，包括如下模块：

第一模块：用于区域电网调控机构周期滚动编制区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划，并根据区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划进行区域电网安全校核；

第二模块：用于区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划周期滚动下发给省级电网调控机构；

第三模块：用于省级电网调控机构根据区域电网调控机构下发的区域电网直调机组和省间联络线日内初始计划，周期滚动编制省级电网日内初始发电计划，并根据省级电网内日内初始计划进行省级电网安全校核；

第四模块：用于省级电网日内初始发电计划周期滚动上报至区域电网调控机构；

第五模块：用于区域电网调控机构根据省级电网日内初始发电计划开展全网新能源消纳趋势分析；当存在某个省级电网日内新能源消纳能力不足并且区域电网直调机组或其它省级电网调峰能力有富余时，进入下一步；否则，等待开展下一周期；

第六模块：用于区域电网源网荷互动日内计划优化调整，并对优化调整后的区域电网源网荷互动日内计划进行安全校核；

第七模块：用于根据区域电网源网荷互动日内计划，生成调整后的直调机组计划、各省调整后的常规机组发电计划、新能源发电计划和可调负荷及储能调用计划，根据优化的常规机组发电计划、新能源发电计划、可调节负荷及储能调用计划及各省系统负荷预测，生成调整后的省间日内送受电计划；将调整后的常规机组发电计划、新能源发电计划、可调节负荷及储能调用计划和省间送受电计划下发给各省级电网调控机构调度执行。

有益效果：本发明提供的一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整方法及装置，通过区域电网日内计划阶段区域、省两级调度机构协调运作，在区域电网内综合考虑全局新能源弃风弃光、可调节负荷调用及常规机组出力调整成本，以区域电网总优化调整成本最小为目标，综合考虑各类源、网、荷运行约束条件并与安全校核闭环迭代；充分挖掘直调机组、省外机组、省外可调节负荷、储能等调峰能力，通过跨省源网荷互动，促进大范围调峰资源的释放，提升新能源消纳受限电网的新能源消纳水平。通过对各类调节资源调整成本建模，在保障新能源消纳前提下最小化调整省级调控机构编制的日内计划，保证了区域内各省级电网日内计划平稳执行。

附图说明

图1为本发明的方法流程图。

具体实施方式

下面结合具体实施例对本发明作更进一步的说明。

一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整方法，包括如下步骤：

步骤1：区域电网调控机构周期(如15分钟)滚动编制区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划，并根据日内初始计划进行区域电网安全校核。

步骤2：区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划周期滚动下发给省级电网调控机构。

步骤3：省级电网调控机构根据区域电网调控机构下发的区域电网直调机组和省间联络线日内初始计划，周期滚动编制省级电网日内初始发电计划，并根据省级电网日内初始计划进行省级电网安全校核。

步骤4：省级电网日内初始发电计划周期滚动上报至区域电网调控机构。

步骤5：区域电网调控机构根据省级电网日内初始发电计划开展全网新能源消纳趋势分析。当存在某个省级电网日内新能源消纳能力不足(弃风弃光)并且区域电网直调机组或其它省级电网调峰能力有富余时，进入步骤6，开展区域电网源网荷互动日内计划优化调整；否则，等待开展下一周期的区域电网源网荷互动日内计划优化调整流程。

步骤6：区域电网源网荷互动日内计划优化调整并对优化调整后的区域电网源网荷互动日内计划进行安全校核。包括如下步骤：构建区域电网源网荷互动日内计划优化调整模型，采用线性规划算法对优化调整模型求解，并与区域电网日内计划静态安全校核闭环迭代，将静态安全校核发现的新增约束条件增加到日内计划优化调整中，重新计算，直至消除所有断面和支路越限，最后输出满足全网安全约束的区域电网源网荷互动日内计划。

本方法采用的区域电网源网荷互动日内计划优化调整模型如下所述：

一)优化目标

区域电网源网荷日内计划优化调整模型综合考虑多个优化目标，至少包括区域电网全局新能源消纳能力最大(弃风弃光最小)、可调节负荷调用成本最小及常规机组出力调整成本最小其中一种，如下所示。

式中，T表示日内计划优化时段集，t表示各优化计算时段；I表示全网常规机组集，i表示常规机组；W表示新能源机组集，w表示新能源机组，L表示可调负荷和储能电站集，l表示可调负荷和储能电站。

表示常规机组i在t时段日内计划功率正向调整量、计划功率反向调整量，C_i,t表示常规机组i在t时段单位计划功率调整成本；Δp_w,t表示新能源机组w在t时段的弃风弃光功率，C_w,t表示新能源机组w在t时段的单位弃风弃光功率成本，Δp_l,t表示可调节负荷或储能l在t时段的下调或充电功率，C_l,t表示可调节负荷或储能l在t时段的下调或充电单位功率调用成本。

二)约束条件

区域电网源网荷日内计划优化调整模型考虑的约束条件如下所示：

1)常规机组运行约束：

P_i,minu_i,t≤p_i,t≤P_i,maxu_i,t (1)

式中：p_i,t是常规机组i在t时段调整后的日内计划功率，

常规机组i在t时段调整前的初始日内计划功率，由区域直调机组初始日内计划功率或省级电网调控机构上报省调机组日内计划功率获取。

p_i,t-p_i,t-1≤RU_i(1-y_i,t)+P_i,maxy_i,t (4)

p_i,t-1-p_i,t≤RD_i(1-z_i,t)+P_i,maxz_i,t (5)

式中：p_i,t-1是常规机组i在t-1时段调整后的日内计划功率，P_i,min与P_i,max分别为常规机组i的出力下限与出力上限，u_i,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段的运行状态，0表示常规机组i在t时刻停机，1表示机组i在t时刻运行。RU_i与RD_i分别为常规机组i的爬坡率和滑坡率；y_i,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段是否开机(由停机变开机)，0表示常规机组i在t时段未进行开机动作，1表示常规机组i在t时段进行开机动作；z_i,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段是否停机(由开机变停机)，0表示常规机组i在t时段未进行停机动作，1表示常规机组i在t时段进行停机动作。

2)分省备用需求约束：

式中：

为常规机组i在t时段可提供的正选择备用容量、负选择备用容量；

为省级电网a在t时段的正旋转备用需求、负旋转备用需求。

3)可调负荷及储能电站运行约束

Δp_l,t≤ΔL_l,t (8)

式中：ΔL_l,t为可调负荷或储能电站l在t时段的申报可削减功率；p_l,t是可调节负荷或储能电站l在t时段计划调整后用电功率，

是可调节负荷或储能电站l在t时段的基线用电功率；H(t)为t时段时间长度(小时)，ΔM_l,t0为可调负荷或储能电站l从计划开始时刻t0开始的可充电量。

4)新能源机组出力约束

式中：p_w,t是新能源机组w在t时段的优化调整后的计划出力功率；

是新能源机组w在t时段的超短期功率预测功率。

5)电网安全约束

式中：L_ij表示支路ij的潮流上限；M为电网计算节点集合；S_i,j,t为节点i的注入功率对支路ij的在t时段的灵敏度。

步骤7：区域电网源网荷互动日内计划下发执行。根据区域电网源网荷日内计划，生成调整后的直调机组计划、各省调整后的常规机组发电计划、新能源发电计划和可调负荷及储能调用计划，根据优化的常规机组发电计划、新能源发电计划、可调节负荷及储能调用计划及各省系统负荷预测，生成调整后的省间日内送受电计划将调整后的常规机组发电计划、新能源发电计划、可调节负荷及储能调用计划和省间送受电计划下发给各省级电网调控机构调度执行。

实施例1：

如图1所示，本发明的一个优选实施案例，区域电网、省级电网两级调控机构协调，通过跨省源网荷互动促进新能源消纳的日内计划优化编制过程，它的特征、目的和优点可以从实施例的说明中看出。主要实施步骤如下：

1)区域电网调控机构滚动编制区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划。区域电网调控机构(分中心)根据全网未来4小时内电力电量平衡需求、跨省输电通道运行约束、区外受电计划、省间交易执行等约束条件，编制区域电网直调机组未来4小时每15分钟机组组合计划和出力计划、省间联络线未来4小时每15分钟交换功率计划，并进行安全校核。

2)区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划滚动下发。分中心将未来4小时每15分钟区域电网直调机组日内计划、省间联络线交换功率计划通过智能电网调控系统平台下发省级电网。

3)省级电网调控机构滚动编制省级电网日内初始发电计划。区域内各省级调控机构根据分中心下发的区域电网直调机组及省间联络线日内计划，综合考虑本省电网负荷平衡约束、常规机组运行约束、电网安全约束、新能源机组出力约束等约束条件，编制本省电网未来4小时内每15分钟日内计划，并进行安全校核，分析本省日内新能源消纳能力。

4)省级电网日内初始计划数据滚动上报。省级调控机构通过智能电网调控系统平台，每15分钟滚动上报本省电网下一个15分钟至未来4小时内每15分钟日内计划数据，报送数据包括：省内机组(包括常规能源和新能源)每15分钟机组组合和出力计划、机组出力限额、机组上调/下调速率；省内储能/可调节负荷站未来每15分钟可调节容量、可调节速率；每15分钟新能源场站超短期功率预测、每15分钟省内超短期系统负荷预测、母线负荷预测；省内稳定断面及限额。

5)区域电网新能源消纳趋势分析。分中心每15分钟根据省级电网日内计划上报数据、直调机组日内计划数据，分析区域内各省新能源日内消纳趋势，当存在省级电网日内新能源消纳能力不足(弃风弃光)并且直调机组或其它省级电网调峰能力有富余时，进入步骤5，开展区域电网源网荷日内计划互动优化调整；否则，等待开展下一次的区域电网源网荷互动日内计划优化调整流程。

6)区域电网源网荷日内计划优化调整及安全校核。包括构建区域电网源网荷互动日内计划优化调整模型并与安全校核服务闭环迭代，综合考虑区域电网全局新能源弃风弃光最小(消纳能力最大)、可调节负荷调用成本最小及常规机组出力调整成本最小等目标。

区域电网源网荷日内计划优化调整模型考虑的约束条件包括：常规机组运行约束、分省备用需求约束、可调负荷及储能电站运行约束、新能源机组出力约束、电网安全约束等。

7)区域电网源网荷日内计划下发。区域电网调控机构根据区域电网源网荷日内计划，生成调整后的直调机组计划、各省调整后的常规机组发电计划、新能源发电计划和可调负荷及储能调用计划，根据优化的常规机组发电计划、新能源发电计划、可调节负荷及储能调用计划及各省系统负荷预测，生成调整后的省间日内送受电计划。将调整后的常规机组发电计划、新能源发电计划、可调节负荷及储能调用计划和省间送受电计划下发给各省级电网调控机构调度执行。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出：对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整方法，其特征在于：包括如下步骤：

区域电网调控机构周期滚动编制区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划，并根据区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划进行区域电网安全校核；

区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划周期滚动下发给省级电网调控机构；

省级电网调控机构根据区域电网调控机构下发的区域电网直调机组和省间联络线日内初始计划，周期滚动编制省级电网日内初始发电计划，并根据省级电网内日内初始计划进行省级电网安全校核；

省级电网日内初始发电计划周期滚动上报至区域电网调控机构；

区域电网调控机构根据省级电网日内初始发电计划开展全网新能源消纳趋势分析；当存在某个省级电网日内新能源消纳能力不足并且区域电网直调机组或其它省级电网调峰能力有富余时，进入下一步；否则，等待开展下一周期；

区域电网源网荷互动日内计划优化调整，并对优化调整后的区域电网源网荷互动日内计划进行安全校核；

根据区域电网源网荷互动日内计划，生成调整后的直调机组计划、各省调整后的常规机组发电计划、新能源发电计划和可调负荷及储能调用计划，根据优化的常规机组发电计划、新能源发电计划、可调节负荷及储能调用计划及各省系统负荷预测，生成调整后的省间日内送受电计划；将调整后的常规机组发电计划、新能源发电计划、可调节负荷及储能调用计划和省间送受电计划下发给各省级电网调控机构调度执行。

2.根据权利要求1所述的一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整方法，其特征在于：所述周期为15分钟。

3.根据权利要求1所述的一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整方法，其特征在于：所述区域电网源网荷互动日内计划优化调整，并对优化调整后的区域电网源网荷互动日内计划进行安全校核，包括如下步骤：构建区域电网源网荷互动日内计划优化调整模型，采用线性规划算法对区域电网源网荷互动日内计划优化调整模型求解，并与区域电网日内计划静态安全校核闭环迭代，将静态安全校核发现的新增约束条件增加到日内计划优化调整中，重新计算，直至消除所有断面和支路越限，最后输出满足全网安全约束的区域电网源网荷互动日内计划。

4.根据权利要求1所述的一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整方法，其特征在于：所述区域电网源网荷互动日内计划优化调整模型，具体如下：

考虑多个优化目标，至少包括区域电网全局新能源消纳能力最大、可调节负荷调用成本最小及常规机组出力调整成本最小其中一种，公式如下所示。

式中，T表示日内计划优化时段集，t表示各优化计算时段；I表示全网常规机组集，i表示常规机组；W表示新能源机组集，w表示新能源机组，L表示可调负荷和储能电站集，l表示可调负荷和储能电站；

表示常规机组i在t时段日内计划功率正向调整量、计划功率反向调整量，C_i,t表示常规机组i在t时段单位计划功率调整成本；Δp_w,t表示新能源机组w在t时段的弃风弃光功率，C_w,t表示新能源机组w在t时段的单位弃风弃光功率成本，Δp_l,t表示可调节负荷或储能l在t时段的下调或充电功率，C_l,t表示可调节负荷或储能l在t时段的下调或充电单位功率调用成本。

5.根据权利要求1所述的一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整方法，其特征在于：所述区域电网源网荷互动日内计划优化调整模型的约束条件，如下所示：

1)常规机组运行约束：

P_i,minu_i,t≤p_i,t≤P_i,maxu_i,t (1)

式中：p_i,t是常规机组i在t时段调整后的日内计划功率，

常规机组i在t时段调整前的初始日内计划功率，由区域直调机组初始日内计划功率或省级电网调控机构上报省调机组日内计划功率获取；

p_i,t-p_i,t-1≤RU_i(1-y_i,t)+P_i,maxy_i,t (4)

p_i,t-1-p_i,t≤RD_i(1-z_i,t)+P_i,maxz_i,t (5)

式中：p_i,t-1是常规机组i在t-1时段调整后的日内计划功率，P_i,min与P_i,max分别为常规机组i的出力下限与出力上限，u_i,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段的运行状态，0表示常规机组i在t时刻停机，1表示机组i在t时刻运行；RU_i与RD_i分别为常规机组i的爬坡率和滑坡率；y_i,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段是否开机(由停机变开机)，0表示常规机组i在t时段未进行开机动作，1表示常规机组i在t时段进行开机动作；z_i,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段是否停机(由开机变停机)，0表示常规机组i在t时段未进行停机动作，1表示常规机组i在t时段进行停机动作；

2)分省备用需求约束：

式中：

为常规机组i在t时段可提供的正选择备用容量、负选择备用容量；

为省级电网a在t时段的正旋转备用需求、负旋转备用需求；

3)可调负荷及储能电站运行约束

Δp_l,t≤ΔL_l,t (8)

式中：ΔL_l,t为可调负荷或储能电站l在t时段的申报可削减功率；p_l,t是可调节负荷或储能电站l在t时段计划调整后用电功率，

是可调节负荷或储能电站l在t时段的基线用电功率；H(t)为t时段时间长度(小时)，ΔM_l,t0为可调负荷或储能电站l从计划开始时刻t0开始的可充电量；

4)新能源机组出力约束

式中：p_w,t是新能源机组w在t时段的优化调整后的计划出力功率；

是新能源机组w在t时段的超短期功率预测功率；

5)电网安全约束

式中：L_ij表示支路ij的潮流上限；M为电网计算节点集合；S_i,j,t为节点i的注入功率对支路ij的在t时段的灵敏度。

6.一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整装置，其特征在于：包括如下模块：

第一模块：用于区域电网调控机构周期滚动编制区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划，并根据区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划进行区域电网安全校核；

第二模块：用于区域电网直调机组及省间联络线日内初始计划周期滚动下发给省级电网调控机构；

第三模块：用于省级电网调控机构根据区域电网调控机构下发的区域电网直调机组和省间联络线日内初始计划，周期滚动编制省级电网日内初始发电计划，并根据省级电网内日内初始计划进行省级电网安全校核；

第四模块：用于省级电网日内初始发电计划周期滚动上报至区域电网调控机构；

第五模块：用于区域电网调控机构根据省级电网日内初始发电计划开展全网新能源消纳趋势分析；当存在某个省级电网日内新能源消纳能力不足并且区域电网直调机组或其它省级电网调峰能力有富余时，进入下一步；否则，等待开展下一周期；

第六模块：用于区域电网源网荷互动日内计划优化调整，并对优化调整后的区域电网源网荷互动日内计划进行安全校核；

第七模块：用于根据区域电网源网荷互动日内计划，生成调整后的直调机组计划、各省调整后的常规机组发电计划、新能源发电计划和可调负荷及储能调用计划，根据优化的常规机组发电计划、新能源发电计划、可调节负荷及储能调用计划及各省系统负荷预测，生成调整后的省间日内送受电计划；将调整后的常规机组发电计划、新能源发电计划、可调节负荷及储能调用计划和省间送受电计划下发给各省级电网调控机构调度执行。

7.根据权利要求6所述的一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整装置，其特征在于：所述周期为15分钟。

8.根据权利要求6所述的一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整装置，其特征在于：所述区域电网源网荷互动日内计划优化调整，并对优化调整后的区域电网源网荷互动日内计划进行安全校核，包括如下步骤：构建区域电网源网荷互动日内计划优化调整模型，采用线性规划算法对区域电网源网荷互动日内计划优化调整模型求解，并与区域电网日内计划静态安全校核闭环迭代，将静态安全校核发现的新增约束条件增加到日内计划优化调整中，重新计算，直至消除所有断面和支路越限，最后输出满足全网安全约束的区域电网源网荷互动日内计划。

9.根据权利要求6所述的一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整装置，其特征在于：所述区域电网源网荷互动日内计划优化调整模型，具体如下：

考虑多个优化目标，至少包括区域电网全局新能源消纳能力最大、可调节负荷调用成本最小及常规机组出力调整成本最小其中一种，公式如下所示。

式中，T表示日内计划优化时段集，t表示各优化计算时段；I表示全网常规机组集，i表示常规机组；W表示新能源机组集，w表示新能源机组，L表示可调负荷和储能电站集，l表示可调负荷和储能电站；

表示常规机组i在t时段日内计划功率正向调整量、计划功率反向调整量，C_i,t表示常规机组i在t时段单位计划功率调整成本；Δp_w,t表示新能源机组w在t时段的弃风弃光功率，C_w,t表示新能源机组w在t时段的单位弃风弃光功率成本，Δp_l,t表示可调节负荷或储能l在t时段的下调或充电功率，C_l,t表示可调节负荷或储能l在t时段的下调或充电单位功率调用成本。

10.根据权利要求6所述的一种区域电网源网荷互动日内计划优化调整装置，其特征在于：所述区域电网源网荷互动日内计划优化调整模型的约束条件，如下所示：

1)常规机组运行约束：

P_i,minu_i,t≤p_i,t≤P_i,maxu_i,t (1)

式中：p_i,t是常规机组i在t时段调整后的日内计划功率，

常规机组i在t时段调整前的初始日内计划功率，由区域直调机组初始日内计划功率或省级电网调控机构上报省调机组日内计划功率获取；

p_i,t-p_i,t-1≤RU_i(1-y_i,t)+P_i,maxy_i,t (4)

p_i,t-1-p_i,t≤RD_i(1-z_i,t)+P_i,maxz_i,t (5)

式中：p_i,t-1是常规机组i在t-1时段调整后的日内计划功率，P_i,min与P_i,max分别为常规机组i的出力下限与出力上限，u_i,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段的运行状态，0表示常规机组i在t时刻停机，1表示机组i在t时刻运行；RU_i与RD_i分别为常规机组i的爬坡率和滑坡率；y_i,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段是否开机(由停机变开机)，0表示常规机组i在t时段未进行开机动作，1表示常规机组i在t时段进行开机动作；z_i,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段是否停机(由开机变停机)，0表示常规机组i在t时段未进行停机动作，1表示常规机组i在t时段进行停机动作；

2)分省备用需求约束：

式中：

为常规机组i在t时段可提供的正选择备用容量、负选择备用容量；

为省级电网a在t时段的正旋转备用需求、负旋转备用需求；

3)可调负荷及储能电站运行约束

Δp_l,t≤ΔL_l,t (8)

式中：ΔL_l,t为可调负荷或储能电站l在t时段的申报可削减功率；p_l,t是可调节负荷或储能电站l在t时段计划调整后用电功率，

是可调节负荷或储能电站l在t时段的基线用电功率；H(t)为t时段时间长度(小时)，ΔM_l,t0为可调负荷或储能电站l从计划开始时刻t0开始的可充电量；

4)新能源机组出力约束

式中：p_w,t是新能源机组w在t时段的优化调整后的计划出力功率；

是新能源机组w在t时段的超短期功率预测功率；

5)电网安全约束

式中：L_ij表示支路ij的潮流上限；M为电网计算节点集合；S_i,j,t为节点i的注入功率对支路ij的在t时段的灵敏度。

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