CN112488356A - 适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化方法及装置，包括区域电网调控机构发送区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划至省级电力现货市场运营机构及非现货市场省份电网调控机构；非现货市场省份电网调控机构和省级电力现货市场运营机构上报本省级电网日前初始发电计划和现货市场购售电交易申报数据给区域电网调控机构；区域内各省级电网发送数据给区域电网调控机构；区域电网调控机构优化区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划后下发给非现货市场省级电网调控机构及区域内省级现货市场运营机构。本发明通过区域电网日前计划实现跨省源网荷协调优化，促进清洁能源跨省消纳。
Description
技术领域
本发明属于电力系统调度自动化技术领域，具体涉及一种适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化方法及装置。
背景技术
长期以来，为解决国内能源地理分布不均匀、水火风光各类资源特性差异及负荷需求与资源分布逆向等问题，国内电力系统通过特高压互联电网、西电东送、跨省互济等方案保障电力供需、清洁能源消纳及电网安全稳定运行，通过区域电网调控机构，统一协调优化区域电网范围内各省级电网资源，实现区域电网各周期调度计划协调优化编制和跨省互济。但在计划模式下，区域电网日前调度计划协调优化主要考虑落实国家西电东送战略以及清洁能源消纳目标的要求，同时区域电网日前调度计划协调优化需要考虑省间交直流输电通道运行等复杂约束条件，当前主要采用基于计划属性、依靠规则和人工经验的跨省区计划日电量跟踪分解和电力计划曲线编制模式。随着省级现货市场试点建设的发展，当前区域电网已经形成省级现货市场与非现货市场省份并存，区域电网日前调度计划协调优化面临省级现货市场运营成本和非现货市场省份电网平稳运行难题，需要统筹考虑省级现货市场运营需求和非现货市场省份调度运行需求，通过区域电网日前调度计划统一协调优化，实现电网安全稳定运行、清洁能源优先消纳、跨省源网荷互动协调、非现货市场省份电网平稳运行并优化省级现货市场总体运营成本，最大化释放电力改革与市场建设红利。
因此，拓展当前基于计划属性、主要依靠规则和人工经验的区域电网日前调度计划编制方式，通过跨省源网荷互动协调，以区域电网范围内省级现货市场运营成本和非现货市场省级电网计划调整成本综合最优为目标，考虑区域负荷平衡、机组运行、省间交直流输电通道运行、电网安全等约束条件，优化编制区域电网范围内机组日前发电计划和省间联络线送受电计划，电网安全稳定运行、清洁能源优先消纳的基础上实现省级现货市场运营成本优化，是当前区域电网调控运行急需解决的问题之一。
发明内容
针对上述问题，本发明提出一种适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化方法及装置，适用于区域电网调控机构在日前调度计划阶段，根据各省级电网发用电计划及清洁能源消纳需求，综合考虑区域内省级电力现货市场运营优化和非现货市场省级电网平稳运行目标，通过区域电网日前计划实现跨省源网荷协调优化，促进清洁能源跨省消纳并降低省级现货市场的运营成本。
为了实现上述技术目的，达到上述技术效果，本发明通过以下技术方案实现：
第一方面，本发明中提供了一种适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化方法，包括以下步骤：
利用区域电网调控机构编制次日的区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划，并发送至区域内的省级电力现货市场运营机构及非现货市场省份电网调控机构；
利用非现货市场省份电网调控机构基于接收到的数据，编制本省级电网日前初始发电计划，并上报给区域电网调控机构；
利用省级电力现货市场运营机构向市场参与主体发布区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划，接收市场主体提交的现货市场购售电交易申报数据，并上报给区域电网调控机构；
利用区域内各省级电网发送指定的数据给区域电网调控机构；
利用区域电网调控机构根据接收到的数据，综合考虑预设的条件，协调优化编制区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并进行安全校核，将优化后的区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划下发给区域内非现货市场省级电网调控机构及区域内省级现货市场运营机构。
可选地，所述利用非现货市场省份电网调控机构基于接收到的数据，编制本省级电网日前初始发电计划，并上报给区域电网调控机构，具体为：
利用非现货市场省份电网调控机构接收区域内省级电网上报的本省负荷需求及电网安全等需求，结合收到的区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划，编制本省级电网日前初始发电计划，并将本省级电网日前初始发电计划上报给区域电网调控机构。
可选地，所述利用区域内各省级电网发送指定的数据给区域电网调控机构，具体为：
利用区域内各省级电网将调管范围内负荷需求预测、清洁能源短期功率预测、输变电设备检修计划及稳定断面定义及限额上报给区域电网调控机构。
可选地，所述利用区域电网调控机构根据接收到的数据，综合考虑预设的条件，协调优化编制区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并进行安全校核，具体为：
区域电网调控机构根据区域内省级电网上报的负荷需求预测、清洁能源短期功率预测、输变电设备检修计划、稳定断面定义及限额、区域内省级现货市场的购售电交易申报数据、区域内非现货市场省份电网日前初始发电计划，综合考虑区域电网安全稳定运行、清洁能源优先消纳及区域内省级电力现货市场运营优化需求，构建适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型；
采用混合整数线性规划算法对适应省级现货市场运营的区域电网日前计划协调优化模型求解区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并与区域电网日前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前计划协调优化模型中，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直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划。
可选地，所述适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型包括优化目标函数，所述优化目标函数为：
式中，T表示日内计划优化时段集，t表示各优化计算时段；M表示区域内省级电力现货市场集合，m表示一个省级电力现货市场，B表示区域内非现货市场省级电网发电机组集，i表示发电机组；pi,t表示机组i在t时刻发电计划；Cm(pi,t)机组i在t时段发电计划pi,t在省级现货市场m中的运营成本；yi,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；
为机组i在t时段的开机成本；
为非现货市场机组i在t时段的初始发电计划，
表示非现货市场机组i在t时段发电计划pi,t与初始发电计划
之间的出力偏差产生的计划调整成本。
可选地，所述适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型包括约束条件，所述约束条件包括：
1)发电机组运行约束：
机组出力上下限约束：
Pi,minui,t≤pi,t≤Pi,maxui,t (1)
式中，Pi,min与Pi,max分别为发电机组i的出力下限与出力上限，ui,t为0/1变量，表示发电机组i在t时段的运行状态，0表示发电机组i在t时刻停机，1表示发电机组i在t时刻运行。
机组开停机时间约束：
yi,t-zi,t＝ui,t-ui,t-1 (4)
式中：τ为时段，MUi与MDi分别为机组i最小开机、停机时间；ui,0表示机组i的初始状态；TUi,0与TDi,0分别为机组i在初始时刻已经开机和停机时间,UTi和DTi分别为机组i的最小开机时间和最小停机时间；zi,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段是否停机，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；
机组爬坡约束：
pi,t-pi,t-1≤RUi(1-yi,t)+Pi,maxyi,t (7)
pi,t-1-pi,t≤RDi(1-zi,t)+Pi,maxzi,t (8)
式中：pi,t-1是发电机组i在t-1时段调日前发电计划，RUi与RDi分别为发电机组i的爬坡率和滑坡率。
2)分省负荷平衡约束：
式中：a为区域电网范围内的省级电网，Ni为该省级电网发电机组总数；Nd为该省直流输电通道等值机组总个数；pd,t为直流输电通道等值机组d在时段t的有功出力；pa,t为省份a在时段t的交流总口子有功值；La,t为省份a在时段t的系统负荷。
3)分省备用需求约束：
式中：
为发电机组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。
4)省间交流关口功率约束：
各省交流口子功率总加保持平衡：
式中：Na为区域电网内省级电网个数。
各省交流口子功率上下限约束：
Pa,min≤pa,t≤Pa,max (13)
式中：Pa,min为省份a的交流总口子功率下限；Pa,max为省份a的交流总口子功率上限；
5)省间直流输电通道运行约束：
αdpd,t,n+pd,t,p＝0 (14)
式中：pd,t,n为直流线路d在时段t的送端功率；pd,t,p为直流线路d在时段t的受端功率；αd为直流线路d的功率损耗系数。
直流功率上下限约束：
Pd,min≤pd,t≤Pd,max (15)
式中：Pd,min为直流线路d的功率下限；Pd,max为直流线路d的功率上限。
直流功率步长调整约束：
pd,t＝pd,t-1+Δpd,t (22)
式中，Rd与Dd表示直流联络线d的爬坡与滑坡速率，ΔPd为功率调整步长；
为直流联络线d的功率增加值或降低值；
为直流联络线d功率增加或降低的步长倍数；Md、Nd为直流联络线d功率增加或降低的最大步长倍数；引入0/1状态变量
用以表示直流联络线在t时段的功率增加量处于功率增加量集合中的状态m，引入0/1状态变量
用以表示直流联络线在t时段的功率降低量处于功率降低量集合中的状态n，引入0/1状态变量
用以表示直流联络线功率在t时段保持不变；Δpd,t为直流联络线d在t时段的功率变化量。
直流联络线功率相邻时段不可反向调整约束：
式中，引入状态变量
和
表示直流联络线d在t时段是否功率增加或降低；
直流联络线功率稳定运行持续时间约束：
式中：
与
均为0/1变量，分别表示直流联络线d功率在时段t是否进入功率稳定状态、是否结束功率稳定状态。
省间直流电量约束：
式中：QRa,min为省级电网a受入日电量下限；QRa,max为省级电网a受入日电量上限；QSa,min为省级电网a送出日电量下限；QSa,max为省级电网a送出日电量上限。
7)电网安全约束
式中：Lij表示支路ij的潮流上限；M为电网计算节点集合；Si,j,t为节点i的注入功率对支路ij的在t时段的灵敏度。
第二方面，本发明提供了一种适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化装置，包括：区域电网调控机构、省级电力现货市场运营机构、非现货市场省份电网调控机构和区域内各省级电网；
所述区域电网调控机构编制次日的区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划，并发送至区域内的省级电力现货市场运营机构及非现货市场省份电网调控机构；
所述非现货市场省份电网调控机构基于接收到的数据，编制本省级电网日前初始发电计划，并上报给区域电网调控机构；
利用省级电力现货市场运营机构向市场参与主体发布区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划，接收市场主体提交的现货市场购售电交易申报数据，并上报给区域电网调控机构；
所述区域内各省级电网发送指定的数据给区域电网调控机构；
所述区域电网调控机构根据接收到的数据，综合考虑预设的条件，协调优化编制区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并进行安全校核，将优化后的区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划下发给区域内非现货市场省级电网调控机构及区域内省级现货市场运营机构。
可选地，所述利用区域电网调控机构根据接收到的数据，综合考虑预设的条件，协调优化编制区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并进行安全校核，具体为：
区域电网调控机构根据区域内省级电网上报的负荷需求预测、清洁能源短期功率预测、输变电设备检修计划、稳定断面定义及限额、区域内省级现货市场的购售电交易申报数据、区域内非现货市场省份电网日前初始发电计划，综合考虑区域电网安全稳定运行、清洁能源优先消纳及区域内省级电力现货市场运营优化需求，构建适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型；
采用混合整数线性规划算法对适应省级现货市场运营的区域电网日前计划协调优化模型求解区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并与区域电网日前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前计划协调优化模型中，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直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划。
可选地，所述适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型包括优化目标函数，所述优化目标函数为：
式中，T表示日内计划优化时段集，t表示各优化计算时段；M表示区域内省级电力现货市场集合，m表示一个省级电力现货市场，B表示区域内非现货市场省级电网发电机组集，i表示发电机组；pi,t表示机组i在t时刻发电计划；Cm(pi,t)机组i在t时段发电计划pi,t在省级现货市场m中的运营成本；yi,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；
为机组i在t时段的开机成本；
为非现货市场机组i在t时段的初始发电计划，
表示非现货市场机组i在t时段发电计划pi,t与初始发电计划
之间的出力偏差产生的计划调整成本。
可选地，所述适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型包括约束条件，所述约束条件包括：
1)发电机组运行约束：
机组出力上下限约束：
Pi,minui,t≤pi,t≤Pi,maxui,t (1)
式中，Pi,min与Pi,max分别为发电机组i的出力下限与出力上限，ui,t为0/1变量，表示发电机组i在t时段的运行状态，0表示发电机组i在t时刻停机，1表示发电机组i在t时刻运行。
机组开停机时间约束：
yi,t-zi,t＝ui,t-ui,t-1 (4)
式中：τ为时段，MUi与MDi分别为机组i最小开机、停机时间；ui,0表示机组i的初始状态；TUi,0与TDi,0分别为机组i在初始时刻已经开机和停机时间,UTi和DTi分别为机组i的最小开机时间和最小停机时间；zi,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段是否停机，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；
机组爬坡约束：
pi,t-pi,t-1≤RUi(1-yi,t)+Pi,maxyi,t (7)
pi,t-1-pi,t≤RDi(1-zi,t)+Pi,maxzi,t (8)
式中：pi,t-1是发电机组i在t-1时段调日前发电计划，RUi与RDi分别为发电机组i的爬坡率和滑坡率。
2)分省负荷平衡约束：
式中：a为区域电网范围内的省级电网，Ni为该省级电网发电机组总数；Nd为该省直流输电通道等值机组总个数；pd,t为直流输电通道等值机组d在时段t的有功出力；pa,t为省份a在时段t的交流总口子有功值；La,t为省份a在时段t的系统负荷。
3)分省备用需求约束：
式中：
为发电机组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。
4)省间交流关口功率约束：
各省交流口子功率总加保持平衡：
式中：Na为区域电网内省级电网个数。
各省交流口子功率上下限约束：
Pa,min≤pa,t≤Pa,max (13)
式中：Pa,min为省份a的交流总口子功率下限；Pa,max为省份a的交流总口子功率上限；
5)省间直流输电通道运行约束：
αdpd,t,n+pd,t,p＝0 (14)
式中：pd,t,n为直流线路d在时段t的送端功率；pd,t,p为直流线路d在时段t的受端功率；αd为直流线路d的功率损耗系数。
直流功率上下限约束：
Pd,min≤pd,t≤Pd,max (15)
式中：Pd,min为直流线路d的功率下限；Pd,max为直流线路d的功率上限。
直流功率步长调整约束：
pd,t＝pd,t-1+Δpd,t (22)
式中，Rd与Dd表示直流联络线d的爬坡与滑坡速率，ΔPd为功率调整步长；
为直流联络线d的功率增加值或降低值；
为直流联络线d功率增加或降低的步长倍数；Md、Nd为直流联络线d功率增加或降低的最大步长倍数；引入0/1状态变量
用以表示直流联络线在t时段的功率增加量处于功率增加量集合中的状态m，引入0/1状态变量
用以表示直流联络线在t时段的功率降低量处于功率降低量集合中的状态n，引入0/1状态变量
用以表示直流联络线功率在t时段保持不变；Δpd,t为直流联络线d在t时段的功率变化量。
直流联络线功率相邻时段不可反向调整约束：
式中，引入状态变量
和
表示直流联络线d在t时段是否功率增加或降低；
直流联络线功率稳定运行持续时间约束：
式中：
与
均为0/1变量，分别表示直流联络线d功率在时段t是否进入功率稳定状态、是否结束功率稳定状态。
省间直流电量约束：
式中：QRa,min为省级电网a受入日电量下限；QRa,max为省级电网a受入日电量上限；QSa,min为省级电网a送出日电量下限；QSa,max为省级电网a送出日电量上限。
7)电网安全约束
式中：Lij表示支路ij的潮流上限；M为电网计算节点集合；Si,j,t为节点i的注入功率对支路ij的在t时段的灵敏度。
与现有技术相比，本发明的有益效果：
本发明提供一种适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化方法及装置，通过区域电网日前计划阶段区域、省两级调度机构和现货市场运营机构协调运作，通过跨省源网荷互动协调，以区域电网范围内省级现货市场运营成本和非现货市场省级电网计划调整成本综合最优为目标，考虑区域负荷平衡、机组运行、省间交直流输电通道运行、电网安全等约束条件，优化编制区域电网范围内机组日前发电计划和省间联络线送受电计划，在电网安全稳定运行、清洁能源优先消纳的基础上实现省级现货市场运营成本优化。
附图说明
为了使本发明的内容更容易被清楚地理解，下面根据具体实施例并结合附图，对本发明作进一步详细的说明，其中：
图1为本发明一种实施例的结构示意图。
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的保护范围。
下面结合附图对本发明的应用原理作详细的描述。
实施例1
本发明实施例中提供了一种适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化方法，包括：
利用区域电网调控机构编制次日(比如96时段，每时段15分钟)的区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划，并发送至区域内的省级电力现货市场运营机构及非现货市场省份电网调控机构；
利用非现货市场省份电网调控机构基于接收到的数据，编制本省级电网日前初始发电计划，并上报给区域电网调控机构；
利用省级电力现货市场运营机构向市场参与主体发布区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划，接收市场主体提交的现货市场购售电交易申报数据，并经保密处理后上报给区域电网调控机构；
利用区域内各省级电网发送指定的数据给区域电网调控机构；
利用区域电网调控机构根据接收到的数据，综合考虑预设的条件，协调优化编制区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并进行安全校核，将优化后的区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划下发给区域内非现货市场省级电网调控机构及区域内省级现货市场运营机构。
在本发明实施例的一种具体实施例方式中，所述利用非现货市场省份电网调控机构基于接收到的数据，编制本省级电网日前初始发电计划，并上报给区域电网调控机构，具体为：
利用非现货市场省份电网调控机构接收区域内省级电网上报的本省负荷需求及电网安全等需求，结合收到的区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划，编制本省级电网日前初始发电计划，并将本省级电网日前初始发电计划上报给区域电网调控机构。
在本发明实施例的一种具体实施例方式中，所述利用区域内各省级电网发送指定的数据给区域电网调控机构，具体为：
利用区域内各省级电网将调管范围内负荷需求预测、清洁能源短期功率预测、输变电设备检修计划及稳定断面定义及限额上报给区域电网调控机构。
在本发明实施例的一种具体实施例方式中，所述利用区域电网调控机构根据接收到的数据，综合考虑预设的条件，协调优化编制区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并进行安全校核，具体为：
区域电网调控机构根据区域内省级电网上报的负荷需求预测、清洁能源短期功率预测、输变电设备检修计划、稳定断面定义及限额、区域内省级现货市场的购售电交易申报数据、区域内非现货市场省份电网日前初始发电计划，综合考虑区域电网安全稳定运行、清洁能源优先消纳及区域内省级电力现货市场运营优化需求，构建适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型；
采用混合整数线性规划算法对适应省级现货市场运营的区域电网日前计划协调优化模型求解区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并与区域电网日前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前计划协调优化模型中，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直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划。
在本发明实施例的一种具体实施例方式中，所述适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型包括优化目标函数，以适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化目标是区域内省级电力现货市场运营成本最小及区域内非现货市场省级电网日前初始计划调整成本最小，所述优化目标函数为：
式中，T表示日内计划优化时段集，t表示各优化计算时段；M表示区域内省级电力现货市场集合，m表示一个省级电力现货市场，B表示区域内非现货市场省级电网发电机组集，i表示发电机组；pi,t表示机组i在t时刻发电计划；Cm(pi,t)机组i在t时段发电计划pi,t在省级现货市场m中的运营成本；yi,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；
为机组i在t时段的开机成本；
为非现货市场机组i在t时段的初始发电计划，
表示非现货市场机组i在t时段发电计划pi,t与初始发电计划
之间的出力偏差产生的计划调整成本。
在本发明实施例的一种具体实施例方式中，所述适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型包括约束条件，所述约束条件包括：
1)发电机组运行约束：
机组出力上下限约束：
Pi,minui,t≤pi,t≤Pi,maxui,t (1)
式中，Pi,min与Pi,max分别为发电机组i的出力下限与出力上限，ui,t为0/1变量，表示发电机组i在t时段的运行状态，0表示发电机组i在t时刻停机，1表示发电机组i在t时刻运行。
机组开停机时间约束：
yi,t-zi,t＝ui,t-ui,t-1 (4)
式中：τ为时段，MUi与MDi分别为机组i最小开机、停机时间；ui,0表示机组i的初始状态；TUi,0与TDi,0分别为机组i在初始时刻已经开机和停机时间,UTi和DTi分别为机组i的最小开机时间和最小停机时间；zi,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段是否停机，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；
机组爬坡约束：
pi,t-pi,t-1≤RUi(1-yi,t)+Pi,maxyi,t (7)
pi,t-1-pi,t≤RDi(1-zi,t)+Pi,maxzi,t (8)
式中：pi,t-1是发电机组i在t-1时段调日前发电计划，RUi与RDi分别为发电机组i的爬坡率和滑坡率。
2)分省负荷平衡约束：
区域电网范围内各省级电网通过交直流输电通道连接，本发明对直流输电通道进行等值建模，在其送、受端分别建立等值发电机组与负荷，有功功率优化分别纳入送、受端电网进行平衡，各省级电网负荷等于省内发电机组计划功率、该省直流输电通道等值机组(负荷)计划功率和该省交流口子计划功率总加：
式中：a为区域电网范围内的省级电网，Ni为该省级电网发电机组总数；Nd为该省直流输电通道等值机组总个数；pd,t为直流输电通道等值机组d在时段t的有功出力；pa,t为省份a在时段t的交流总口子有功值；La,t为省份a在时段t的系统负荷。
3)分省备用需求约束：
式中：
为发电机组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。
4)省间交流关口功率约束：
各省交流口子功率总加保持平衡：
式中：Na为区域电网内省级电网个数。
各省交流口子功率上下限约束：
Pa,min≤pa,t≤Pa,max (13)
式中：Pa,min为省份a的交流总口子功率下限；Pa,max为省份a的交流总口子功率上限；
5)省间直流输电通道运行约束：
本发明直流线路进行等值建模，在其送、受端分别建立等值发电机组与负荷，设立关联约束条件：
αdpd,t,n+pd,t,p＝0 (14)
式中：pd,t,n为直流线路d在时段t的送端功率；pd,t,p为直流线路d在时段t的受端功率；αd为直流线路d的功率损耗系数。
直流功率上下限约束：
Pd,min≤pd,t≤Pd,max (15)
式中：Pd,min为直流线路d的功率下限；Pd,max为直流线路d的功率上限。
直流功率步长调整约束：
pd,t＝pd,t-1+Δpd,t (22)
式中，Rd与Dd表示直流联络线d的爬坡与滑坡速率，ΔPd为功率调整步长；
为直流联络线d的功率增加值或降低值；
为直流联络线d功率增加或降低的步长倍数；Md、Nd为直流联络线d功率增加或降低的最大步长倍数；引入0/1状态变量
用以表示直流联络线在t时段的功率增加量处于功率增加量集合中的状态m，引入0/1状态变量
用以表示直流联络线在t时段的功率降低量处于功率降低量集合中的状态n，引入0/1状态变量
用以表示直流联络线功率在t时段保持不变；Δpd,t为直流联络线d在t时段的功率变化量。
直流联络线功率相邻时段不可反向调整约束：
为保持直流联络线功率计划的稳定，直流联络线功率在经过一次调整(单个或者多个连续时段上升或者下降)后，需要至少平稳运行一个最小持续时间，因此需考虑直流功率稳定运行持续时间约束：
式中，引入状态变量
和
表示直流联络线d在t时段是否功率增加或降低。
直流联络线功率稳定运行持续时间约束：
式中：
与
均为0/1变量，分别表示直流联络线d功率在时段t是否进入功率稳定状态、是否结束功率稳定状态。
省间直流电量约束：
式中：QRa,min为省级电网a受入日电量下限；QRa,max为省级电网a受入日电量上限；QSa,min为省级电网a送出日电量下限；QSa,max为省级电网a送出日电量上限。
7)电网安全约束
式中：Lij表示支路ij的潮流上限；M为电网计算节点集合；Si,j,t为节点i的注入功率对支路ij的在t时段的灵敏度。
实施例2
本发明实施例中提供了一种适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化装置，包括：区域电网调控机构、省级电力现货市场运营机构、非现货市场省份电网调控机构和区域内各省级电网；
所述区域电网调控机构编制次日(比如96时段，每时段15分钟)的区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划，并发送至区域内的省级电力现货市场运营机构及非现货市场省份电网调控机构；
所述非现货市场省份电网调控机构基于接收到的数据，编制本省级电网日前初始发电计划，并上报给区域电网调控机构；
利用省级电力现货市场运营机构向市场参与主体发布区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划，接收市场主体提交的现货市场购售电交易申报数据，并上报给区域电网调控机构；
所述区域内各省级电网发送指定的数据给区域电网调控机构；
所述区域电网调控机构根据接收到的数据，综合考虑预设的条件，协调优化编制区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并进行安全校核，将优化后的区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划下发给区域内非现货市场省级电网调控机构及区域内省级现货市场运营机构。
在本发明实施例的一种具体实施例方式中，所述利用区域电网调控机构根据接收到的数据，综合考虑预设的条件，协调优化编制区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并进行安全校核，具体为：
区域电网调控机构根据区域内省级电网上报的负荷需求预测、清洁能源短期功率预测、输变电设备检修计划、稳定断面定义及限额、区域内省级现货市场的购售电交易申报数据、区域内非现货市场省份电网日前初始发电计划，综合考虑区域电网安全稳定运行、清洁能源优先消纳及区域内省级电力现货市场运营优化需求，构建适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型；
采用混合整数线性规划算法对适应省级现货市场运营的区域电网日前计划协调优化模型求解区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并与区域电网日前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前计划协调优化模型中，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直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划。
在本发明实施例的一种具体实施例方式中，所述适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型包括优化目标函数，所述优化目标函数为：
式中，T表示日内计划优化时段集，t表示各优化计算时段；M表示区域内省级电力现货市场集合，m表示一个省级电力现货市场，B表示区域内非现货市场省级电网发电机组集，i表示发电机组；pi,t表示机组i在t时刻发电计划；Cm(pi,t)机组i在t时段发电计划pi,t在省级现货市场m中的运营成本；yi,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；
为机组i在t时段的开机成本；
为非现货市场机组i在t时段的初始发电计划，
表示非现货市场机组i在t时段发电计划pi,t与初始发电计划
之间的出力偏差产生的计划调整成本。
在本发明实施例的一种具体实施例方式中，所述适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型包括约束条件，所述约束条件包括：
1)发电机组运行约束：
机组出力上下限约束：
Pi,minui,t≤pi,t≤Pi,maxui,t (1)
式中，Pi,min与Pi,max分别为发电机组i的出力下限与出力上限，ui,t为0/1变量，表示发电机组i在t时段的运行状态，0表示发电机组i在t时刻停机，1表示发电机组i在t时刻运行。
机组开停机时间约束：
yi,t-zi,t＝ui,t-ui,t-1 (4)
式中：τ为时段，MUi与MDi分别为机组i最小开机、停机时间；ui,0表示机组i的初始状态；TUi,0与TDi,0分别为机组i在初始时刻已经开机和停机时间,UTi和DTi分别为机组i的最小开机时间和最小停机时间；zi,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段是否停机，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；
机组爬坡约束：
pi,t-pi,t-1≤RUi(1-yi,t)+Pi,maxyi,t (7)
pi,t-1-pi,t≤RDi(1-zi,t)+Pi,maxzi,t (8)
式中：pi,t-1是发电机组i在t-1时段调日前发电计划，RUi与RDi分别为发电机组i的爬坡率和滑坡率。
2)分省负荷平衡约束：
式中：a为区域电网范围内的省级电网，Ni为该省级电网发电机组总数；Nd为该省直流输电通道等值机组(负荷)总个数；pd,t为直流输电通道等值机组d在时段t的有功出力；pa,t为省份a在时段t的交流总口子有功值；La,t为省份a在时段t的系统负荷。
3)分省备用需求约束：
式中：
为发电机组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。
4)省间交流关口功率约束：
各省交流口子功率总加保持平衡：
式中：Na为区域电网内省级电网个数。
各省交流口子功率上下限约束：
Pa,min≤pa,t≤Pa,max (13)
式中：Pa,min为省份a的交流总口子功率下限；Pa,max为省份a的交流总口子功率上限；
5)省间直流输电通道运行约束：
αdpd,t,n+pd,t,p＝0 (14)
式中：pd,t,n为直流线路d在时段t的送端功率；pd,t,p为直流线路d在时段t的受端功率；αd为直流线路d的功率损耗系数。
直流功率上下限约束：
Pd,min≤pd,t≤Pd,max (15)
式中：Pd,min为直流线路d的功率下限；Pd,max为直流线路d的功率上限。
直流功率步长调整约束：
pd,t＝pd,t-1+Δpd,t (22)
式中，Rd与Dd表示直流联络线d的爬坡与滑坡速率，ΔPd为功率调整步长；
为直流联络线d的功率增加值或降低值；
为直流联络线d功率增加或降低的步长倍数；Md、Nd为直流联络线d功率增加或降低的最大步长倍数；引入0/1状态变量
用以表示直流联络线在t时段的功率增加量处于功率增加量集合中的状态m，引入0/1状态变量
用以表示直流联络线在t时段的功率降低量处于功率降低量集合中的状态n，引入0/1状态变量
用以表示直流联络线功率在t时段保持不变；Δpd,t为直流联络线d在t时段的功率变化量。
直流联络线功率相邻时段不可反向调整约束：
式中，引入状态变量
和
表示直流联络线d在t时段是否功率增加或降低。
直流联络线功率稳定运行持续时间约束：
式中：
与
均为0/1变量，分别表示直流联络线d功率在时段t是否进入功率稳定状态、是否结束功率稳定状态。
省间直流电量约束：
式中：QRa,min为省级电网a受入日电量下限；QRa,max为省级电网a受入日电量上限；QSa,min为省级电网a送出日电量下限；QSa,max为省级电网a送出日电量上限。
7)电网安全约束
式中：Lij表示支路ij的潮流上限；M为电网计算节点集合；Si,j,t为节点i的注入功率对支路ij的在t时段的灵敏度。
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)
1.一种适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化方法，其特征在于，包括：
利用区域电网调控机构编制次日的区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划，并发送至区域内的省级电力现货市场运营机构及非现货市场省份电网调控机构；
利用非现货市场省份电网调控机构基于接收到的数据，编制本省级电网日前初始发电计划，并上报给区域电网调控机构；
利用省级电力现货市场运营机构向市场参与主体发布区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划，接收市场主体提交的现货市场购售电交易申报数据，并上报给区域电网调控机构；
利用区域内各省级电网发送指定的数据给区域电网调控机构；
利用区域电网调控机构根据接收到的数据，综合考虑预设的条件，协调优化编制区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并进行安全校核，将优化后的区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划下发给区域内非现货市场省级电网调控机构及区域内省级现货市场运营机构。
2.根据权利要求1所述的一种适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化方法，其特征在于，所述利用非现货市场省份电网调控机构基于接收到的数据，编制本省级电网日前初始发电计划，并上报给区域电网调控机构，具体为：
利用非现货市场省份电网调控机构接收区域内省级电网上报的本省负荷需求及电网安全等需求，结合收到的区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划，编制本省级电网日前初始发电计划，并将本省级电网日前初始发电计划上报给区域电网调控机构。
3.根据权利要求1所述的一种适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化方法，其特征在于：所述利用区域内各省级电网发送指定的数据给区域电网调控机构，具体为：利用区域内各省级电网将调管范围内负荷需求预测、清洁能源短期功率预测、输变电设备检修计划及稳定断面定义及限额上报给区域电网调控机构。
4.根据权利要求1所述的一种适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化方法，其特征在于：所述利用区域电网调控机构根据接收到的数据，综合考虑预设的条件，协调优化编制区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并进行安全校核，具体为：
区域电网调控机构根据区域内省级电网上报的负荷需求预测、清洁能源短期功率预测、输变电设备检修计划、稳定断面定义及限额、区域内省级现货市场的购售电交易申报数据、区域内非现货市场省份电网日前初始发电计划，综合考虑区域电网安全稳定运行、清洁能源优先消纳及区域内省级电力现货市场运营优化需求，构建适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型；
采用混合整数线性规划算法对适应省级现货市场运营的区域电网日前计划协调优化模型求解区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并与区域电网日前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前计划协调优化模型中，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直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划。
5.根据权利要求4所述的一种适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化方法，其特征在于，所述适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型包括优化目标函数，所述优化目标函数为：
式中，T表示日内计划优化时段集，t表示各优化计算时段；M表示区域内省级电力现货市场集合，m表示一个省级电力现货市场，B表示区域内非现货市场省级电网发电机组集，i表示发电机组；pi,t表示机组i在t时刻发电计划；Cm(pi,t)机组i在t时段发电计划pi,t在省级现货市场m中的运营成本；yi,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；
为机组i在t时段的开机成本；
为非现货市场机组i在t时段的初始发电计划，
表示非现货市场机组i在t时段发电计划pi,t与初始发电计划
之间的出力偏差产生的计划调整成本。
6.根据权利要求5所述的一种适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化方法，其特征在于，所述适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型包括约束条件，所述约束条件包括：
1)发电机组运行约束：
机组出力上下限约束：
Pi,minui,t≤pi,t≤Pi,maxui,t (1)
式中，Pi,min与Pi,max分别为发电机组i的出力下限与出力上限，ui,t为0/1变量，表示发电机组i在t时段的运行状态，0表示发电机组i在t时刻停机，1表示发电机组i在t时刻运行；
机组开停机时间约束：
yi,t-zi,t＝ui,t-ui,t-1 (4)
式中：τ为时段，MUi与MDi分别为机组i最小开机、停机时间；ui,0表示机组i的初始状态；TUi,0与TDi,0分别为机组i在初始时刻已经开机和停机时间,UTi和DTi分别为机组i的最小开机时间和最小停机时间；zi,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段是否停机，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；
机组爬坡约束：
pi,t-pi,t-1≤RUi(1-yi,t)+Pi,maxyi,t (7)
pi,t-1-pi,t≤RDi(1-zi,t)+Pi,maxzi,t (8)
式中：pi,t-1是发电机组i在t-1时段调日前发电计划，RUi与RDi分别为发电机组i的爬坡率和滑坡率；
2)分省负荷平衡约束：
式中：a为区域电网范围内的省级电网，Ni为该省级电网发电机组总数；Nd为该省直流输电通道等值机组总个数；pd,t为直流输电通道等值机组d在时段t的有功出力；pa,t为省份a在时段t的交流总口子有功值；La,t为省份a在时段t的系统负荷；
3)分省备用需求约束：
式中：
为发电机组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；
4)省间交流关口功率约束：
各省交流口子功率总加保持平衡：
式中：Na为区域电网内省级电网个数；
各省交流口子功率上下限约束：
Pa,min≤pa,t≤Pa,max (13)
式中：Pa,min为省份a的交流总口子功率下限；Pa,max为省份a的交流总口子功率上限；
5)省间直流输电通道运行约束：
αdpd,t,n+pd,t,p＝0 (14)
式中：pd,t,n为直流线路d在时段t的送端功率；pd,t,p为直流线路d在时段t的受端功率；αd为直流线路d的功率损耗系数；
直流功率上下限约束：
Pd,min≤pd,t≤Pd,max (15)
式中：Pd,min为直流线路d的功率下限；Pd,max为直流线路d的功率上限；
直流功率步长调整约束：
pd,t＝pd,t-1+Δpd,t (22)
式中，Rd与Dd表示直流联络线d的爬坡与滑坡速率，ΔPd为功率调整步长；
为直流联络线d的功率增加值或降低值；
为直流联络线d功率增加或降低的步长倍数；Md、Nd为直流联络线d功率增加或降低的最大步长倍数；引入0/1状态变量
用以表示直流联络线在t时段的功率增加量处于功率增加量集合中的状态m，引入0/1状态变量
用以表示直流联络线在t时段的功率降低量处于功率降低量集合中的状态n，引入0/1状态变量
用以表示直流联络线功率在t时段保持不变；Δpd,t为直流联络线d在t时段的功率变化量；
直流联络线功率相邻时段不可反向调整约束：
式中，引入状态变量
和
表示直流联络线d在t时段是否功率增加或降低；
直流联络线功率稳定运行持续时间约束：
式中：
与
均为0/1变量，分别表示直流联络线d功率在时段t是否进入功率稳定状态、是否结束功率稳定状态；
省间直流电量约束：
式中：QRa,min为省级电网a受入日电量下限；QRa,max为省级电网a受入日电量上限；
QSa,min为省级电网a送出日电量下限；QSa,max为省级电网a送出日电量上限；
7)电网安全约束
式中：Lij表示支路ij的潮流上限；M为电网计算节点集合；Si,j,t为节点i的注入功率对支路ij的在t时段的灵敏度。
7.一种适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化装置，其特征在于，包括：区域电网调控机构、省级电力现货市场运营机构、非现货市场省份电网调控机构和区域内各省级电网；
所述区域电网调控机构编制次日的区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划，并发送至区域内的省级电力现货市场运营机构及非现货市场省份电网调控机构；
所述非现货市场省份电网调控机构基于接收到的数据，编制本省级电网日前初始发电计划，并上报给区域电网调控机构；
利用省级电力现货市场运营机构向市场参与主体发布区域电网直调机组日前初始发电计划及区域内省间输电通道日前送受电初始计划，接收市场主体提交的现货市场购售电交易申报数据，并上报给区域电网调控机构；
所述区域内各省级电网发送指定的数据给区域电网调控机构；
所述区域电网调控机构根据接收到的数据，综合考虑预设的条件，协调优化编制区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并进行安全校核，将优化后的区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划下发给区域内非现货市场省级电网调控机构及区域内省级现货市场运营机构。
8.根据权利要求7所述的适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化装置，其特征在于：所述利用区域电网调控机构根据接收到的数据，综合考虑预设的条件，协调优化编制区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并进行安全校核，具体为：
区域电网调控机构根据区域内省级电网上报的负荷需求预测、清洁能源短期功率预测、输变电设备检修计划、稳定断面定义及限额、区域内省级现货市场的购售电交易申报数据、区域内非现货市场省份电网日前初始发电计划，综合考虑区域电网安全稳定运行、清洁能源优先消纳及区域内省级电力现货市场运营优化需求，构建适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型；
采用混合整数线性规划算法对适应省级现货市场运营的区域电网日前计划协调优化模型求解区域电网直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划，并与区域电网日前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前计划协调优化模型中，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直调机组日前发电计划及区域内省间输电通道日前送受电计划。
9.根据权利要求8所述的适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化装置，其特征在于：所述适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型包括优化目标函数，所述优化目标函数为：
式中，T表示日内计划优化时段集，t表示各优化计算时段；M表示区域内省级电力现货市场集合，m表示一个省级电力现货市场，B表示区域内非现货市场省级电网发电机组集，i表示发电机组；pi,t表示机组i在t时刻发电计划；Cm(pi,t)机组i在t时段发电计划pi,t在省级现货市场m中的运营成本；yi,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；
为机组i在t时段的开机成本；
为非现货市场机组i在t时段的初始发电计划，
表示非现货市场机组i在t时段发电计划pi,t与初始发电计划
之间的出力偏差产生的计划调整成本。
10.根据权利要求7所述的适应现货市场运营的区域电网日前计划协调优化装置，其特征在于：所述适应省级现货市场运营的区域电网日前调度计划协调优化模型包括约束条件，所述约束条件包括：
1)发电机组运行约束：
机组出力上下限约束：
Pi,minui,t≤pi,t≤Pi,maxui,t (1)
式中，Pi,min与Pi,max分别为发电机组i的出力下限与出力上限，ui,t为0/1变量，表示发电机组i在t时段的运行状态，0表示发电机组i在t时刻停机，1表示发电机组i在t时刻运行；
机组开停机时间约束：
yi,t-zi,t＝ui,t-ui,t-1 (4)
式中：τ为时段，MUi与MDi分别为机组i最小开机、停机时间；ui,0表示机组i的初始状态；TUi,0与TDi,0分别为机组i在初始时刻已经开机和停机时间,UTi和DTi分别为机组i的最小开机时间和最小停机时间；zi,t为0/1变量，表示常规机组i在t时段是否停机，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；
机组爬坡约束：
pi,t-pi,t-1≤RUi(1-yi,t)+Pi,maxyi,t (7)
pi,t-1-pi,t≤RDi(1-zi,t)+Pi,maxzi,t (8)
式中：pi,t-1是发电机组i在t-1时段调日前发电计划，RUi与RDi分别为发电机组i的爬坡率和滑坡率；
2)分省负荷平衡约束：
式中：a为区域电网范围内的省级电网，Ni为该省级电网发电机组总数；Nd为该省直流输电通道等值机组总个数；pd,t为直流输电通道等值机组d在时段t的有功出力；pa,t为省份a在时段t的交流总口子有功值；La,t为省份a在时段t的系统负荷；
3)分省备用需求约束：
式中：
为发电机组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；
4)省间交流关口功率约束：
各省交流口子功率总加保持平衡：
式中：Na为区域电网内省级电网个数；
各省交流口子功率上下限约束：
Pa,min≤pa,t≤Pa,max (13)
式中：Pa,min为省份a的交流总口子功率下限；Pa,max为省份a的交流总口子功率上限；
5)省间直流输电通道运行约束：
αdpd,t,n+pd,t,p＝0 (14)
式中：pd,t,n为直流线路d在时段t的送端功率；pd,t,p为直流线路d在时段t的受端功率；αd为直流线路d的功率损耗系数；
直流功率上下限约束：
Pd,min≤pd,t≤Pd,max (15)
式中：Pd,min为直流线路d的功率下限；Pd,max为直流线路d的功率上限；
直流功率步长调整约束：
pd,t＝pd,t-1+Δpd,t (22)
式中，Rd与Dd表示直流联络线d的爬坡与滑坡速率，ΔPd为功率调整步长；
为直流联络线d的功率增加值或降低值；
为直流联络线d功率增加或降低的步长倍数；Md、Nd为直流联络线d功率增加或降低的最大步长倍数；引入0/1状态变量
用以表示直流联络线在t时段的功率增加量处于功率增加量集合中的状态m，引入0/1状态变量
用以表示直流联络线在t时段的功率降低量处于功率降低量集合中的状态n，引入0/1状态变量
用以表示直流联络线功率在t时段保持不变；Δpd,t为直流联络线d在t时段的功率变化量；
直流联络线功率相邻时段不可反向调整约束：
式中，引入状态变量
和
表示直流联络线d在t时段是否功率增加或降低；
直流联络线功率稳定运行持续时间约束：
式中：
与
均为0/1变量，分别表示直流联络线d功率在时段t是否进入功率稳定状态、是否结束功率稳定状态；
省间直流电量约束：
式中：QRa,min为省级电网a受入日电量下限；QRa,max为省级电网a受入日电量上限；QSa,min为省级电网a送出日电量下限；QSa,max为省级电网a送出日电量上限；
7)电网安全约束
式中：Lij表示支路ij的潮流上限；M为电网计算节点集合；Si,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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