CN113224778A - 一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法 - Google Patents

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CN113224778A CN202110610807.7A CN202110610807A CN113224778A CN 113224778 A CN113224778 A CN 113224778A CN 202110610807 A CN202110610807 A CN 202110610807A CN 113224778 A CN113224778 A CN 113224778A
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Abstract

本发明提供了一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，包括以下步骤：对区域电网中所有抽水蓄能电站中的各机组的各工况分别设定整定时间，使同一时刻同时发电开停机和抽水开停机的机组的总数小于预设阈值；当抽水蓄能电站发电工况正常调峰开停机，处于可调负荷范围内时，电站总负荷按相邻两计划点间负荷匀速变化的斜率和所述整定时间升降负荷，平滑抽蓄电站的功率变化；当区域电网的频率偏差大于预设的整定值时，采用频率反向闭锁方法，暂停会使频率偏差扩大的抽水蓄能机组的发电开停机、抽水开停机和升降负荷。本发明具有实现抽蓄机组灵活柔性控制，增强电网抗扰动能力，将抽蓄集中启停对电网功率波动影响大幅降低等优点。

Description

一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法
技术领域
本发明涉及电站优化调度技术，尤其是涉及一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法。
背景技术
抽水蓄能电站为目前全球已大规模应用的成熟储能技术，在电网中提供削峰填谷、旋转备用、事故备用、调频、调相等辅助服务。目前国内抽水蓄能电站的调度大多由区域电网承担，区域电网是几个相邻省级电网用联络线路互联形成的跨省级的大电网，主要任务是指导和协调各省级电网安全、稳定、优质和经济运行。随着新能源的跨越式发展以及系统负荷峰谷差的增大，对抽水蓄能电站的需求爆发式增长，我国抽水蓄能电站的装机容量已居世界首位，各区域电网中抽水蓄能电站和机组的调度数量也随之增长。
目前抽水蓄能电站在电网中承担最多的辅助服务方式为调峰填谷，在电网负荷高峰时发电，在负荷低谷时抽水，抽蓄机组在一天24小时中需要进行多次的抽发启停工况转换。电网调度计划部门根据负荷和新能源出力预测的情况，制定抽蓄电站总出力的96点日前调度计划，抽蓄电站的机组按计划由成组负荷控制系统自动启停和负荷调节。抽水蓄能机组最显著的优点是启停迅速、变负荷速率快。但当区域电网中同时多台抽蓄机组启停时，多台抽蓄机组的负荷变化叠加效应往往与电网的负荷爬坡率和新能源出力变化不匹配，容易造成电网频率的波动。
抽水蓄能机组常用的工况转换包括发电开机、发电停机、抽水开机、抽水停机。各工况流程对电网频率的冲击影响如下：
发电开机包括辅机设备启动、水轮机升速、同期并网、升负荷四个阶段。其中同期并网时长不可控最明显，与并网瞬时的电网参数以及机组自身特性均有关。抽蓄机组在低负荷阶段振动较大，需快速完成此过渡过程。发电开机流程的特征导致并网时间点不能精确控制，且并网后在数十秒内升至最小稳定运行负荷Ph(一般为50％额定功率以上)。当多个电站数台机组同时刻并网并快速升负荷时，会造成电网发电功率在1-2分钟内大幅突增引发高频现象。
发电停机包括降负荷、机组解列，机组惰走三个阶段。仅降负荷阶段对电网频率存在影响，与发电开机同样的振动约束，机组降负荷至最小稳定运行负荷Ph后，需快速解列减少振动区运行时间。当多个电站数台机组同时降负荷停机时，会造成电网发电功率在1-2分钟内大幅突降引发低频现象。
抽水开机包括辅机启动、SFC(Static Frequency Converter，静止变频器)或背靠背拖动升速、同期至SCP(Synchronous Condenser Pump，抽水调相)、SCP转抽水四个阶段。SCP稳态机组从电网吸收的有功功率有限，因此同期时长不确定性的影响可忽略，但非变速机组从SCP转抽水的时长较短且抽水消耗电网功率基本为额定功率不可调。若多个电站数台机组同时转抽水，会造成电网用电功率在1分钟内大幅突增引发低频现象。
抽水停机包括降负荷、机组解列，机组惰走三个阶段。抽水停机降负荷阶段对电网频率存在影响，降负荷时长同样较短，若多个电站数台机组同时抽水停机，会造成电网用电功率在1分钟内大幅突降引发高频现象。
因此在抽水蓄能电站调度数量较多的区域电网中，需考虑如何从错峰和优化抽蓄电站调节性能两方面着手，减小抽蓄机组启停过程对电网频率的冲击影响，成为需要解决的技术问题。
发明内容
本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法。
本发明提供了一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，包括以下步骤：
步骤1、对区域电网中所有抽水蓄能电站中的各机组的各工况分别设定整定时间，使同一时刻同时发电开停机和抽水开停机的机组的总数小于预设阈值；
步骤2、当抽水蓄能电站发电工况正常调峰开停机，处于可调负荷范围内时，电站总负荷按相邻两计划点间负荷匀速变化的斜率和所述整定时间升降负荷，平滑抽蓄电站的功率变化；
步骤3、当区域电网的频率偏差大于预设的整定值时，采用频率反向闭锁方法，暂停会使频率偏差扩大的抽水蓄能机组的发电开停机、抽水开停机和升降负荷。
可选的，所述步骤1具体包括以下步骤：
步骤1.1、将区域电网中所有抽蓄电站按所处省市控制区进行分组；
步骤1.2、为每组电站设定整定时间，不同开停机工况，采用不同的整定时间，具体包括以下步骤：
步骤1.2.1、设定发电开机的整定时间：每个电站每个一刻钟计划点内仅首台机组设开机整定时间；
步骤1.2.2、设定发电停机的整定时间：每个电站仅最后一台机组发电停机设整定时间；
步骤1.2.3、设定抽水开机的整定时间：抽水开机机组提前由静止变频器或背靠背拖动至抽水调相工况，抽水开机的整定时间为机组从抽水调相工况转抽水工况的时刻；
步骤1.2.4、设定抽水停机的整定时间：抽水停机整定时间为机组从抽水工况触发停机流程的起始时刻。
可选的，所述步骤1.2.1具体为：
定义同省市组内有n个抽蓄电站，则整定时间的分配原则为：
首先，获取发电开机整定时间间隔：
Figure BDA0003095795800000031
其中，Tgsi为抽蓄电站i的首台机组从发开机令到并网的时长，Tgri为抽蓄电站i的首台机组从并网到额定功率的最短时长；
然后，将计算后的Tgos以半分钟为单位向下取整得Tgos’；
则各电站每个计划点内的首台机组按Tgsi+Tgri从小到大的顺序，依次按1、1+Tgos’、……、1+(n-1)Tgos’分钟设定发电开机的整定时间。
可选的，同一电站同一计划点内有多台机组开机时，除所述首台机组外的其余机组的开机时间根据启机时长Tgsi和最小稳定负荷值Ph得到，其中，所述其余机组开机时间采用如下方法得到：
根据电站实际升负荷曲线与两计划点间的斜线偏差获取功率偏差绝对值之和Pe，根据Pe的最小值获取所述其余机组的开机时间点；
其中，
Figure BDA0003095795800000032
Pai为i时刻电站实发总功率；
Psi为i时刻电站功率设定值，Psi＝Pc+(Pn-Pc)/m*Ti
Pn为下一计划点目标负荷，Pc为启动前计划点的初始负荷，m为一个计划点15分钟内计算采样的数量，Ti为第i个采样时间点。
可选的，所述步骤1.2.2具体为：
发电停机整定间隔时间采用如下公式得到：
Figure BDA0003095795800000041
其中，Tgdi为抽蓄电站i的最后一台机组从最小稳定运行负荷Ph到解列的最短时长，将计算后的Tgod以半分钟为单位向下取整得Tgod’；
则各电站最后一台机组依次按7、7+Tgod’、……、7+(n-1)Tgod’分钟的整定时间发电停机。
可选的，所述步骤1.2.3具体为：
抽水开机整定间隔时间采用如下公式得到：
Figure BDA0003095795800000042
其中，Tpsi为抽蓄电站i的机组从SCP转抽水的时长，将计算后的Tpos以半分钟为单位向下取整得Tpos’；
若每个电站每个计划点内仅一台机组转抽水，则依次按1、1+Tpos’、……、1+(n-1)Tpos’分钟的整定时间转抽水。
可选的，若每个电站每个计划点内有两台机组转抽水，则首台机组依次按1、1+Tpos’/2、……、1+(n-1)Tpos’/2分钟的整定时间转抽水，第二台机组依次按1+nTpos’/2、1+(n+1)Tpos’/2、……、1+(2n-1)Tpos’/2分钟的整定时间转抽水。
可选的，所述步骤1.2.4具体为：
抽水停机整定时间间隔采用如下公式得到：
Figure BDA0003095795800000043
其中，Tpdi为抽蓄电站i的机组从抽水稳态至解列的时长，将计算后的Tpod以半分钟为单位向下取整得Tpod’；
若每个电站每个计划点内仅一台机组转抽水，则依次按1、1+Tpod’、……、1+(n-1)Tpod’分钟的整定时间抽水转停机；若每个电站每个计划点内有两台机组抽水转停机，则首台机组依次按1、1+Tpod’/2、……、1+(n-1)Tpod’/2分钟的整定时间抽水转停机，第二台机组依次按1+nTpod’/2、1+(n+1)Tpod’/2、……、1+(2n-1)Tpod’/2分钟的整定时间抽水转停机。
可选的，所述的步骤2具体包括：
步骤2.1、抽水蓄能电站首台机组发电开机时，先按整定时间启动并网，带负荷至最小稳定负荷Ph，然后按前后两计划点的功率差决定的变负荷斜率升负荷至目标值；若机组达最小稳定负荷时，负荷设定值Psi小于Ph+Pc，则维持最小稳定运行负荷Ph不变，直至负荷设定值按速率升至大于或等于Ph+Pc，再增加出力，其中Pn为下一计划点目标负荷，Pc为启动前计划点的初始负荷；
步骤2.2、抽水蓄能电站非首台机组发电开机时，无论是否计划点首台按整定时间开机，若新开机机组升负荷至最小稳定运行负荷Ph时刻加已运行机组负荷大于当前电站带速率的负荷设定值曲线对应的设定负荷值，则已运行机组需配合降低出力，使全站实发功率与带速率的负荷设定值相等；
步骤2.3、当电网出现异常工况需要抽水蓄能电站快速开停机时，通过紧急支援指令的方式下达实时负荷指令，此时抽蓄机组以最大速率升降负荷，无需按调峰开停机方式的变负荷速率平滑出力。
可选的，所述的步骤3具体包括：
步骤3.1、当抽蓄机组在执行发电开机或抽水停机流程前，若发生频率偏差小于负的开停机整定值，暂缓发电开机或抽水停机流程的执行，待频率偏差小于整定值后再继续开停机，其中，频率偏差＝电网的额定频率-电网的实时频率；
步骤3.2、当抽蓄机组在执行发电停机或抽水开机流程前，若发生频率偏差大于正的开停机整定值，暂缓发电停机或抽水开机流程的执行待频率偏差小于整定值后再继续开停机；
步骤3.3、当抽蓄机组在发电开机过程负荷达目标值前且大于最小稳定运行负荷时，若发生频率偏差小于负的升负荷整定值，则保持当前负荷不变，直至频率偏差恢复后再继续升负荷；
步骤3.4、当抽蓄机组在发电停机过程负荷达最小稳定运行负荷前，若发生频率偏差大于正的降负荷整定值，则保持当前负荷不变，直至频率偏差恢复后再继续降负荷。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
本发明提供的一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，采用将抽水蓄能电站按省市分组后开停机错峰整定时间的方法，以及抽蓄机组在可调范围内平滑升/降负荷，并结合根据实时频率对开停机和升降负荷的限制，实现抽蓄机组灵活柔性控制，增强电网抗扰动能力，将抽蓄集中启停对电网功率波动影响大幅降低，可满足负荷调峰和平抑新能源波动的多样调节需求，提升抽水蓄能电站科学调度水平。
附图说明
图1为本发明一实施例提供一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法的流程图；
图2为本发明一实施例提供的抽水蓄能电站非首台机组开机发电出力曲线图和负荷设定直线图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都应属于本发明保护的范围。
如图1所示，本发明提供的一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，主要包括以下步骤：
步骤1、对区域电网中所有抽水蓄能电站中的各机组的各工况分别设定整定时间，使同一时刻同时发电开停机和抽水开停机的机组的总数小于预设阈值；
步骤2、当抽水蓄能电站发电工况正常调峰开停机，处于可调负荷范围内时，电站总负荷按相邻两计划点间负荷匀速变化的斜率和所述整定时间升降负荷，平滑抽蓄电站的功率变化；其中，抽水蓄能电站的符负荷包括不可调负荷范围和可调负荷范围，例如，抽水蓄能电站的机组启动的时候，从0-50％负荷是不能调的，从50％-100％是连续可调可变速率的；
步骤3、当区域电网的频率偏差大于预设的整定值时，采用频率反向闭锁方法，暂停会使频率偏差扩大的抽水蓄能机组的发电开停机、抽水开停机和升降负荷。其中，电网的频率偏差＝额定频率-实时频率；频率反向闭锁方法是指用于抑制电网的频率偏差继续变大的频率调控方法，例如，当频率偏差是正值时，则采用提高电网实时频率的调控方法来提高电网的实时频率，使频率偏差回到正常范围。
本实施例提供的一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，采用开停机整定时间的方法尽可能减少多台机组同时开停机引发的负荷大幅突升/降的概率，实现抽蓄机组灵活柔性控制，增强电网抗扰动能力，将抽蓄集中启停对电网功率波动影响大幅降低，可满足负荷调峰和平抑新能源波动的多样调节需求，提升抽水蓄能电站科学调度水平。
具体的，本实施例提供的一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法包括以下步骤：
(1)采用开停机整定时间的方法，尽可能减少多台机组同时开停机引发的负荷大幅突升/降的概率。
(1.1)将区域电网中所有抽蓄电站按所处省市地理位置分组，在组内进行开停机整定时间分配，可有效减缓对省市功率平衡调节的影响。其中，每个组可以包括一个以上的电站。
(1.2)不同的开停机工况，采用不同的整定时间，具体如下：
(1.2.1)发电开机：每个电站每个一刻钟计划点(一个计划点即一刻钟)内仅首台机组设开机整定时间。假设同省市组内有n个抽蓄电站，则整定时间的分配原则为：
发电开机整定时间间隔(分钟)：
Figure BDA0003095795800000071
其中，Tgsi为抽蓄电站i的首台机组从发开机令到并网的时长，Tgri为抽蓄电站i的首台机组从并网到额定功率的最短时长。为便于实施Tgos计算后以半分钟为单位向下取整得Tgos’，当组内抽蓄电站较多，Tgos计算值小于半分钟时，需另设抽蓄电站组别。
则各电站每个计划点内的首台机组可按Tgsi+Tgri从小到大的顺序，依次按1、1+Tgos’、……、1+(n-1)Tgos’分钟的整定时间发电开机。
同一电站同一计划点内有多台(多台指两台以上)机组开机时，其余机组开机时间根据启机时长(即从发开机令到并网的时长)Tgsi和最小稳定负荷值Ph相应延迟，按电站实际升负荷曲线与两计划点间的斜线偏差绝对值之和Pe最小的原则选择开机时间点。
功率偏差绝对值之和
Figure BDA0003095795800000072
其中Pai为i时刻电站实发总功率；
Psi为i时刻电站功率设定值，Psi＝Pc+(Pn-Pc)/m*Ti
其中，Pn为下一计划点目标负荷，Pc为启动前计划点的初始负荷，m为一个计划点15分钟内计算采样的数量，Ti为第i个采样时间点。
(1.2.2)发电停机：每个电站仅最后一台机组发电停机设整定时间，电站最后一台机组发电停机整定时间的分配原则为：
发电停机整定间隔时间：
Figure BDA0003095795800000081
其中，Tgdi为抽蓄电站i的最后一台机组从最小稳定运行负荷Ph到解列的最短时长。为便于实施Tgod计算后以半分钟为单位向下取整得Tgod’，当组内抽蓄电站较多，Tgod计算值小于半分钟时，需另设抽蓄电站组别。
则各电站最后一台机组可依次按7、7+Tgod’、……、7+(n-1)Tgod’分钟的整定时间发电停机。
其余机组发电停机时间根据最小稳定运行负荷Ph，按电站降负荷曲线与两计划点间的斜线偏差绝对值之和Pe最小原则选择停机时间点。
(1.2.3)抽水开机：抽水开机机组提前由静止变频器(SFC)/背靠背拖动至抽水调相抽水调相(SCP)工况，整定时间规定机组从SCP转抽水工况的时刻，SCP转抽水调相整定时间间隔采用如下公式得到：
Figure BDA0003095795800000082
其中，Tpsi为抽蓄电站i的机组从SCP转抽水的时长。为便于实施Tpos计算后以半分钟为单位向下取整得Tpos’，当组内抽蓄电站较多，Tpos计算值小于max(Tps1，Tpsi……Tpsn)时，需另设抽蓄电站组别。
若每个电站每个计划点内仅一台机组转抽水，则可依次按1、1+Tpos’、……、1+(n-1)Tpos’分钟的整定时间转抽水。若每个电站每个计划点内有两台机组(目前通常是两台机组)转抽水，则首台机组可依次按1、1+Tpos’/2、……、1+(n-1)Tpos’/2分钟的整定时间转抽水，第二台机组可依次按1+nTpos’/2、1+(n+1)Tpos’/2、……、1+(2n-1)Tpos’/2分钟的整定时间转抽水。
(1.2.4)抽水停机：抽水停机整定时间规定机组从抽水工况触发停机流程的起始时刻，抽水停机整定时间间隔：
Figure BDA0003095795800000091
其中，Tpdi为抽蓄电站i的机组从抽水稳态至解列的时长。为便于实施Tpod计算后以半分钟为单位向下取整得Tpod’，当组内抽蓄电站较多，Tpod计算值小于max(Tpd1，Tpd2……Tpdn)时，需另设抽蓄电站组别。
若每个电站每个计划点内仅一台机组转抽水，则可依次按1、1+Tpod’、……、1+(n-1)Tpod’分钟的整定时间抽水转停机。若每个电站每个计划点内有两台机组抽水转停机，则首台机组可依次按1、1+Tpod’/2、……、1+(n-1)Tpod’/2分钟的整定时间抽水转停机，第二台机组可依次按1+nTpod’/2、1+(n+1)Tpod’/2、……、1+(2n-1)Tpod’/2分钟的整定时间抽水转停机。
(2)当抽蓄电站正常调峰开停机，处于发电开/停机负荷可调范围时，电站总负荷按96点计划曲线斜率升降负荷，平滑抽蓄电站的功率变化。
(2.1)参考图2所示，图2中负荷设定值是从(0，Pc)至(15，Pn)的直线，另一条有三个线段组成的曲线是实际负荷，Tb为机组并网时间(也可以称为并未时刻)。抽蓄电站首台机组发电开机时，先按整定时间启动并网带负荷至最小稳定负荷Ph，然后按前后两计划点的功率差决定的变负荷斜率升负荷至目标值。升负荷速率(MW/min)＝(Pn-Pc)/15，其中Pn为下一计划点目标负荷，Pc为启动前计划点的初始负荷，图2中的Pc大于0。当图2表示首台机组时，Pc等于0。若机组达最小稳定负荷时负荷设定值Psi小于Ph+Pc，则维持最小稳定运行负荷Ph不变直至负荷设定值按速率升至大于或等于Ph+Pc再增加出力。
(2.2)抽蓄电站非首台机组发电开机时，无论是否计划点首台按整定时间开机，若新开机机组升负荷至最小稳定运行负荷Ph时刻加已运行机组负荷大于当前电站带速率的负荷设定值曲线，则已运行机组需配合降低出力，使全站实发功率与带速率的负荷设定值相等。
(2.3)当电网出现异常工况需要抽蓄电站快速开停机时，通过紧急支援指令的方式下达实时负荷指令，此时抽蓄机组以最大速率升降负荷，无需按调峰开停机方式的变负荷速率平滑出力。
(3)采用频率反向闭锁的方法，在频率偏差大于整定值时暂停开/停机和升/降负荷。
(3.1)当抽蓄机组在执行发电开机或抽水停机流程前，若发生频率偏差(额定频率-实时频率)小于负的开停机整定值，暂缓流程的执行待频率偏差小于整定值后再继续开停机；
(3.2)当抽蓄机组在执行发电停机或抽水开机流程前，若发生频率偏差大于正的开停机整定值，暂缓流程的执行待频率偏差小于整定值后再继续开停机；
(3.3)当抽蓄机组在发电开机过程负荷达目标值前且大于最小稳定运行负荷时，若发生频率偏差小于负的升负荷整定值，则保持当前负荷不变，直至频率偏差恢复后再继续升负荷；
(3.4)当抽蓄机组在发电停机过程负荷达最小稳定运行负荷前，若发生频率偏差大于正的降负荷整定值，则保持当前负荷不变，直至频率偏差恢复后再继续降负荷。
综上所述，本发明提供的一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，采用将抽水蓄能电站按省市分组后开停机错峰整定时间的方法，以及抽蓄机组在可调范围内平滑升/降负荷，并结合根据实时频率对开停机和升降负荷的限制，实现抽蓄机组灵活柔性控制，增强电网抗扰动能力，将抽蓄集中启停对电网功率波动影响大幅降低，可满足负荷调峰和平抑新能源波动的多样调节需求，提升抽水蓄能电站科学调度水平。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到各种等效的修改或替换，这些修改或替换都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求的保护范围为准。

Claims (10)

1.一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1、对区域电网中所有抽水蓄能电站中的各机组的各工况分别设定整定时间，使同一时刻同时发电开停机和抽水开停机的机组的总数小于预设阈值；
步骤2、当抽水蓄能电站发电工况正常调峰开停机，处于可调负荷范围内时，电站总负荷按相邻两计划点间负荷匀速变化的斜率和所述整定时间升降负荷，平滑抽蓄电站的功率变化；
步骤3、当区域电网的频率偏差大于预设的整定值时，采用频率反向闭锁方法，暂停会使频率偏差扩大的抽水蓄能机组的发电开停机、抽水开停机和升降负荷。
2.根据权利要求1所述的一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，其特征在于，所述步骤1具体包括以下步骤：
步骤1.1、将区域电网中所有抽蓄电站按所处省市控制区进行分组；
步骤1.2、为每组电站设定整定时间，不同开停机工况，采用不同的整定时间，具体包括以下步骤：
步骤1.2.1、设定发电开机的整定时间：每个电站每个一刻钟计划点内仅首台机组设开机整定时间；
步骤1.2.2、设定发电停机的整定时间：每个电站仅最后一台机组发电停机设整定时间；
步骤1.2.3、设定抽水开机的整定时间：抽水开机机组提前由静止变频器或背靠背拖动至抽水调相工况，抽水开机的整定时间为机组从抽水调相工况转抽水工况的时刻；
步骤1.2.4、设定抽水停机的整定时间：抽水停机整定时间为机组从抽水工况触发停机流程的起始时刻。
3.根据权利要求2所述的一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，其特征在于，所述步骤1.2.1具体为：
定义同省市组内有n个抽蓄电站，则整定时间的分配原则为：
首先，获取发电开机整定时间间隔：
Figure FDA0003095795790000011
其中，Tgsi为抽蓄电站i的首台机组从发开机令到并网的时长，Tgri为抽蓄电站i的首台机组从并网到额定功率的最短时长；
然后，将计算后的Tgos以半分钟为单位向下取整得Tgos’；
则各电站每个计划点内的首台机组按Tgsi+Tgri从小到大的顺序，依次按1、1+Tgos’、……、1+(n-1)Tgos’分钟设定发电开机的整定时间。
4.根据权利要求3所述的一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，其特征在于，同一电站同一计划点内有多台机组开机时，除所述首台机组外的其余机组的开机时间根据启机时长Tgsi和最小稳定负荷值Ph得到，其中，所述其余机组开机时间采用如下方法得到：
根据电站实际升负荷曲线与两计划点间的斜线偏差获取功率偏差绝对值之和Pe，根据Pe的最小值获取所述其余机组的开机时间点；
其中，
Figure FDA0003095795790000021
Pai为i时刻电站实发总功率；
Psi为i时刻电站功率设定值，Psi＝Pc+(Pn-Pc)/m*Ti
Pn为下一计划点目标负荷，Pc为启动前计划点的初始负荷，m为一个计划点15分钟内计算采样的数量，Ti为第i个采样时间点。
5.根据权利要求2所述的一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，其特征在于，所述步骤1.2.2具体为：
发电停机整定间隔时间采用如下公式得到：
Figure FDA0003095795790000022
其中，Tgdi为抽蓄电站i的最后一台机组从最小稳定运行负荷Ph到解列的最短时长，将计算后的Tgod以半分钟为单位向下取整得Tgod’；
则各电站最后一台机组依次按7、7+Tgod’、……、7+(n-1)Tgod’分钟的整定时间发电停机。
6.根据权利要求2所述的一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，其特征在于，所述步骤1.2.3具体为：
抽水开机整定间隔时间采用如下公式得到：
Figure FDA0003095795790000023
其中，Tpsi为抽蓄电站i的机组从SCP转抽水的时长，将计算后的Tpos以半分钟为单位向下取整得Tpos’；
若每个电站每个计划点内仅一台机组转抽水，则依次按1、1+Tpos’、……、1+(n-1)Tpos’分钟的整定时间转抽水。
7.根据权利要求6所述的一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，其特征在于，若每个电站每个计划点内有两台机组转抽水，则首台机组依次按1、1+Tpos’/2、……、1+(n-1)Tpos’/2分钟的整定时间转抽水，第二台机组依次按1+nTpos’/2、1+(n+1)Tpos’/2、……、1+(2n-1)Tpos’/2分钟的整定时间转抽水。
8.根据权利要求2所述的一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，其特征在于，所述步骤1.2.4具体为：
抽水停机整定时间间隔采用如下公式得到：
Figure FDA0003095795790000031
其中，Tpdi为抽蓄电站i的机组从抽水稳态至解列的时长，将计算后的Tpod以半分钟为单位向下取整得Tpod’；
若每个电站每个计划点内仅一台机组转抽水，则依次按1、1+Tpod’、……、1+(n-1)Tpod’分钟的整定时间抽水转停机；若每个电站每个计划点内有两台机组抽水转停机，则首台机组依次按1、1+Tpod’/2、……、1+(n-1)Tpod’/2分钟的整定时间抽水转停机，第二台机组依次按1+nTpod’/2、1+(n+1)Tpod’/2、……、1+(2n-1)Tpod’/2分钟的整定时间抽水转停机。
9.根据权利要求1所述的一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，其特征在于，所述的步骤2具体包括：
步骤2.1、抽水蓄能电站首台机组发电开机时，先按整定时间启动并网，带负荷至最小稳定负荷Ph，然后按前后两计划点的功率差决定的变负荷斜率升负荷至目标值；若机组达最小稳定负荷时，负荷设定值Psi小于Ph+Pc，则维持最小稳定运行负荷Ph不变，直至负荷设定值按速率升至大于或等于Ph+Pc，再增加出力，其中Pn为下一计划点目标负荷，Pc为启动前计划点的初始负荷；
步骤2.2、抽水蓄能电站非首台机组发电开机时，无论是否计划点首台按整定时间开机，若新开机机组升负荷至最小稳定运行负荷Ph时刻加已运行机组负荷大于当前电站带速率的负荷设定值曲线对应的设定负荷值，则已运行机组需配合降低出力，使全站实发功率与带速率的负荷设定值相等；
步骤2.3、当电网出现异常工况需要抽水蓄能电站快速开停机时，通过紧急支援指令的方式下达实时负荷指令，此时抽蓄机组以最大速率升降负荷，无需按调峰开停机方式的变负荷速率平滑出力。
10.根据权利要求1所述的一种区域电网抽水蓄能电站群启停机调度优化方法，其特征在于，所述的步骤3具体包括：
步骤3.1、当抽蓄机组在执行发电开机或抽水停机流程前，若发生频率偏差小于负的开停机整定值，暂缓发电开机或抽水停机流程的执行，待频率偏差小于整定值后再继续开停机，其中，频率偏差＝电网的额定频率-电网的实时频率；
步骤3.2、当抽蓄机组在执行发电停机或抽水开机流程前，若发生频率偏差大于正的开停机整定值，暂缓发电停机或抽水开机流程的执行待频率偏差小于整定值后再继续开停机；
步骤3.3、当抽蓄机组在发电开机过程负荷达目标值前且大于最小稳定运行负荷时，若发生频率偏差小于负的升负荷整定值，则保持当前负荷不变，直至频率偏差恢复后再继续升负荷；
步骤3.4、当抽蓄机组在发电停机过程负荷达最小稳定运行负荷前，若发生频率偏差大于正的降负荷整定值，则保持当前负荷不变，直至频率偏差恢复后再继续降负荷。
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