CN113452079A - 一种计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统及方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统及方法，属于电力系统自动化技术领域。该系统基于电网网架结构、系统日前发供电计划、各输电通道输电能力、发电调度原则，利用梯级水力发电厂群之间的水力和水量关系、以及并联水力发电厂群的水情信息，通过梯级优化调度和空间水力资源统一协调配置的方式，形成水力发电厂可调用梯队及其可调用出力区间；在此基础上，采用基于水力发电厂可调用梯队信息及其最大可调用出力的电力偏差分摊法，滚动更新全网所有可调用水力发电厂的日内发电计划。该系统可有效应对流域来水突变，减小水力发电厂的弃水风险，提高新能源消纳能力，实现高效利用水力资源的目标。

Description

一种计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统及方法

技术领域

本发明属于电力系统自动化技术领域，具体涉及一种计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统及方法。

背景技术

随着云南电网与南方电网异步联网建设工作的完成，云南电网已经成为世界上技术最先进、特性最复杂、电力最绿色的异步运行省级送端大电网。在这样以新洁能源为主的复杂送端大电网中，电力实时调度，一方面，受到日内负荷偏差、新能源出力波动、流域来水突变等情况的影响；另一方面，受到机组检修可调容量不足、线路检修输电断面受限、以及稳控装置的调制等因素的限制，使得仅靠调度员人工完成电力实时调度任务面临较大的挑战。与此同时，随着电力市场化改革工作的快速推进，在日内交易电力市场建设的过度期，对日内发电计划调整的公平性备受社会各界的广泛关注。针对上述问题，不少省份和地区开展了发电自驾驶系统的建设工作，使得电网的电力实时调度由仅靠调度员人工决策、人工调控为主的模式，向由发电自驾驶系统自主决策、自动调控、必要时调度员人工干预的智能模式发展。

截止2021年初，云南电网水电装机容量已超过7000万千瓦(占总装机容量的比例超过70％)。其中，大部分水力发电厂分别隶属于几个不同的梯级水利发电厂群(例如：澜沧江流域梯级水电站群和金沙江流域梯级水电站群)，即并联水利发电厂群。针对水利发电厂占绝大部分装机容量的绿色云南电网，发电自驾驶系统若不充分考虑并联梯级水利发电厂群所属流域在地理空间上流向不同的特点(由西往东和由北往南)和同一梯级水利发电厂群之间的水力、水量联系，将不能实现同一梯级水利发电厂群间的梯级优化调度和不同流域空间水力资源统一协调优化，使得各水利发电厂的水库调节能力不能得到充分合理的利用，无法实现全流域水资源的精细化管理，造成各水利发电厂面临着较大的弃水风险；同时，在实时调度中，也无法保障公平合理有序的实现电力偏差量分摊。因此，如何克服现有技术的不足是目前电力系统自动化技术领域亟需解决的问题。

发明内容

本发明的目的是为了解决现有技术的不足，提供一种计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统及方法。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：

一种计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统，包括：

数据获取模块、可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块、超短期电力偏差计算模块、约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块、电力偏差分摊计算模块、电力偏差分摊后结果校验模块和电力偏差分摊结果下发模块；

数据获取模块用于从新能源发电功率预测系统中获取下一时刻的超短期全网各新能源发电厂发电出力预测值，从节能发电调度系统中获取下一时刻的电网联络线输送功率计划值、下一时刻的各发电厂日前发电出力计划值和下一时刻由于计划外开机和停机导致的全网各发电厂发电出力变化量，从水调自动化系统中获取下一时段的全网所有水力发电厂的预测来水量、下一时段的水力发电厂计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量和下一时段的水力发电厂计划发电耗水量，从电网运行控制系统(Operation&Control Systems(OCS))中获取超短期负荷预测结果、实时电网网架结构、全网各发电厂对各输电通道的灵敏度和实时输电通道输送能力；

可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块，与数据获取模块相连，用于根据数据获取模块获取的数据计算出可调用水力发电厂的调用梯队顺序，以及所对应的可调用发电出力区间；

超短期(即5分钟、15分钟或30分钟)电力偏差计算模块(3)，与数据获取模块相连，用于根据数据获取模块获取的数据滚动计算出超短期发电需求量与日前发电计划量之间的电力偏差量；

约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块，与数据获取模块、可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块相连，用于根据数据获取模块获取的数据、可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块计算得到的数据，在实时电网网架结构和实时输电通道输送能力的条件约束下，根据全网内各发电厂对各输电通道的灵敏度，计算出全网各发电厂可调用发电出力区间及最大值；

电力偏差分摊计算模块，与数据获取模块、超短期电力偏差计算模块、约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块相连，用于根据数据获取模块获取的数据、超短期电力偏差计算模块计算得到的数据、约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块计算得到的数据，计算出可调用梯队内各水力发电厂所需承担的电力偏差量及全网所有发电厂的最新发电出力计划值；

电力偏差分摊后结果校验模块，与数据获取模块、电力偏差分摊计算模块相连，用于根据数据获取模块获取的数据、电力偏差分摊计算模块传来的数据，在依据电力系统安全稳定导则(GB38755-2019)和实时电网网架结构得出的实时电网断面控制集合、各发电厂机组开机和停机及其发电出力区间要求的约束条件下，结合潮流计算结果，对全网所有发电厂的最新发电出力计划值进行校验；

电力偏差分摊结果下发模块，与电力偏差分摊后结果校验模块相连，用于将通过校验的全网所有发电厂的最新发电出力计划值发送到电网运行控制系统(OCS)计划值模块中，作为实时调度的发电计划文件下发给相应发电厂；同时，在电网运行控制系统(OCS)中显示出最新的全网所有发电厂的发电计划值。

进一步，优选的是，可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块利用数据获取模块从水调自动化系统中获取的下一时段的全网所有水力发电厂的预测来水量、下一时段的水力发电厂计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量和下一时段的水力发电厂计划发电耗水量，通过梯级优化调度和空间水力资源统一协调配置的方式，形成可调用水力发电厂的调用梯队顺序及其可调用的发电出力区间；其具体操作如下：

首先，根据全网所有水力发电厂的预测来水量和计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量，利用公式(1)计算出全网各水力发电厂发电可用水量；将发电可用水量大于零的水力发电厂放入可调用发电梯队内；

其中，t表示第t个时段，即[τ,τ+Δt)，τ表示第τ时刻，τ+Δt表示第τ+1时刻，Δt表示每个时段的时间长度；Qⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂的发电可用水量，

表示t时段内第i个水力发电厂的预测来水量，

表示t时段内第i个水力发电厂计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量，N表示水力发电厂的数量；

随后，根据全网各水力发电厂发电可用水量和计划发电耗水量，利用公式(2)计算出发电可用净水量；将发电可用净水量大于等于零的水力发电厂归入正梯队内，用于承担为正值的实时电力偏差量；将发电可用净水量小于零的水力发电厂归入负梯队内，用于承担为负值的实时电力偏差量；若全网所有水力发电厂的发电可用净水量均小于零，则按发电可用净水量绝对值从小到大对全网所有水力发电厂进行排序，将前a ₁％的水力发电厂归入正梯队内，剩下的水力发电厂归入负梯队内；若全网所有水力发电厂的发电可用净水量均大于等于零，则按发电可用净水量从小到大对全网所有水力发电厂进行排序，将前a₂％的水力发电厂归入负梯队内，剩下的水力发电厂归入正梯队内；a ₁>0，a₂>0；

其中，

表示t时段内第i个水力发电厂的计划发电耗水量，ΔQⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂发电可用净水量；

同时，基于各水力发电厂的发电可用净水量，依据发电可用净水量绝对值越大优先级越高的原则，在正梯队内和负梯队内分别对可调用水力发电厂的优先级进行分区；

即：发电可用净水量绝对值排名前b₁名的水力发电厂为一区发电厂；发电可用净水量绝对值小于排名第b₁+1名至第b₂名的水力发电厂为二区发电厂；发电可用净水量绝对值排名第b₂+1名至第b₃名的水力发电厂为三区发电厂；依次类推，发电可用净水量绝对值排名第b_m-1+1名至第b名的水力发电厂为m区发电厂；即将可调用梯队内水力发电厂分为m个区，其中，一区优先级最高，m区优先级最低，b为正梯队或者负梯队内所有可调用水力发电厂的数量；并且，0<b₁<b₂<b₃<…<b_m-1<b；

最后，以优化计算单时段内各水力发电厂的实际发电量与计划发电量偏差之和最小为目标，即公式(3)所示；以水力发电厂的水量平衡约束、水库容量约束、下泄流量约束、发电耗水曲线方程、发电出力约束以及梯级水力联系方程为约束条件，即公式(4)所示；计算出全网所有水力发电厂的发电出力值，并将该发电出力值的±a₃％作为偏差量a₃>0，得出全网所有水力发电厂的可调用发电出力区间；最终得到可调用水力发电厂的调用梯队顺序及其可调用的发电出力区间；

其中，αⁱ表示第i个水力发电厂的发电出力系数，hⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂平均水头，Eⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂的计划发电量，

表示t时段内第i个水力发电厂的平均入库水量，

表示t时段内第i个水力发电厂的平均出库水量，Vⁱ(τ)表示τ时刻第i个水力发电厂的水库内水量，Vⁱ 和

分别表示第i个水力发电厂的水库最小和最大库容量，Qⁱ 和

分别表示第i个水力发电厂的最小和最大出库水流量，Pⁱ 和

分别为第i个水力发电厂的最小和最大发电出力，

表示τ时刻第i+1个水力发电厂和第i个水力发电厂之间的区间来水入库流量，

表示τ-β_i,i+1时刻第i+1个水力发电厂的出库水量，

表示τ时刻第i个水力发电厂的入库水量，

表示τ时刻第i个水力发电厂的出库水量，第i+1个水力发电厂是第i个水力发电厂的上流水力发电厂，β_i,i+1表示第i+1个水力发电厂出库水流流入第i个水力发电厂的时间常数。

进一步，优选的是，超短期电力偏差计算模块利用数据获取模块从新能源发电功率预测系统中获取的下一时刻超短期新能源发电厂发电出力预测值，从节能发电调度系统中获取的下一时刻电网联络线输送功率计划值、下一时刻的网内所有发电厂的日前发电出力计划值和下一时刻由于计划外开机和停机导致的全网各发电厂发电出力变化量，根据公式(5)计算出超短期的发电需求量与日前发电计划量之间的电力偏差；

ΔP_error＝D+P_L+P_Non-P_G-P_Re (5)

其中，P_G表示下一时刻网内所有发电机组的日前发电出力计划值，P_Re表示下一时刻的超短期新能源发电厂发电出力预测值，D表示下一时刻的超短期负荷需求预测值，P_L表示下一时刻的电网联络线输送功率计划值，P_Non为下一时刻计划外开机和停机导致的全网各发电厂发电出力变化量(发电厂计划外损失发电出力值为正值)。

进一步，优选的是，约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块在可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块得出的水力发电厂可调用发电出力区间的结果上，基于数据获取模块从电网运行控制系统(OCS)中获取的电网网架结构的实时信息、各输电通道的输送能力实时信息、全网内各发电厂对各输电通道的灵敏度信息，利用公式(6)计算出全网内所有水力发电厂按最大可调用发电出力调整后输电线路的输送功率；

其中，L^j(τ)表示τ时刻所有水力发电厂按最大可调用发电出力调整后的第j条输电通道的输送功率，

表示τ时刻水力发电厂发电出力调整前的第j条输电通道的输送功率，S_ij表示第i个水力发电厂发电出力调整后对第j条输电通道的输送功率的灵敏度，

表示τ时刻第i个水力发电厂的最大可调用发电出力，Pⁱ(τ)表示τ时刻第i个水力发电厂的调整前计划发电出力；

然后找出导致输电通道输送能力越限的水力发电厂，对水力发电厂可调用的发电出力区间的上下限进行调整，其具体调整步骤为：首先，按灵敏度由大到小将所有相关水力发电厂进行排序；然后，将前a₄个水力发电厂的发电出力上限减小a₅％；再次根据公式(6)计算出电网内所有输电线路调整后的输送功率；重复以上步骤，直到所有输电线路调整后的输送功率均不越限为止；最终得出可调用梯队内水力发电厂的实际发电出力区间和最大值；a₄>0；a₅>0。

进一步，优选的是，电力偏差分摊计算模块根据可调用发电梯队及其发电出力区间计算模块(2)得出的可调用梯队分区信息，以每个分区为一个单元，在每个单元内，依据约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块得到的可调用发电梯队内各水力发电厂实际最大发电出力占该单元可调用水力发电厂最大总发电出力的百分比，根据公式(7)计算出该单元内发电梯队中各水力发电厂所应承担的超短期电力偏差量，随后，根据数据获取模块从节能发电调度系统中获取的下一时刻的全网所有水力发电厂的日前发电出力计划值，根据公式(9)对全网所有发电厂的发电出力计划值进行更新；其具体操作过程为：

首先在优先级最高的单元内(即一区)分摊超短期电力偏差量；若该单元水力发电厂无法完全承担所有的超短期电力偏差量，则将无法承担的超短期电力偏差量部分在优先级低一级单元内(即二区)进行分摊；以此类推，根据分区后各水力发电厂的优先级信息，对超短期电力偏差量进行分区按比例分摊；最后根据公式(9)得出全网所有水力发电厂的最新发电出力计划值；

其中，

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂所承担的超短期调度电力偏差量；

表示在相关约束条件下，同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂最大可调用发电出力值；

表示同区可调用发电梯队内所有水力发电厂的最大总发电出力值，由公式(8)计算可得；

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂日前调度发电出力计划值；

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂最新发电出力计划值，N_j表示第j个区内可调用水力发电厂梯队内发电厂的数量，m表示分区数量。

进一步，优选的是，电力偏差分摊后结果校验模块依据电力系统安全稳定导则(其编号为：GB 38755-2019)和数据获取模块从电网运行控制系统中获取的实时电网网架结构得出的实时电网断面控制集合、各发电厂机组开机和停机要求，以及相应发电厂出力区间要求的安全稳定运行约束条件，结合潮流计算结果，对全网所有发电厂的最新发电出力计划值进行校验；当满足安全稳定运行约束条件时，校验通过；当不满足安全稳定运行约束条件时，校验不通过；

若校验不通过，其具体操作步骤为：

1)将与越限断面集合灵敏度高的相关发电厂的最大发电出力调整为原发电出力值的a₆％；a₆>0；

2)调整不满足发电厂内机组开机或停机要求的发电厂的开机和停机台数；

3)将超出发电厂发电出力区间要求的发电厂的发电出力区间调整到所要求的发电出力区间内；然后返回到约束条件下可调用水力发电厂出力区间计算模块(4)，重新进行计算，直到校验通过或计算次数超过a₇次。

进一步，优选的是，包括电力偏差分摊结果下发模块，该模块用于将通过电力偏差分摊后结果校验模块校验的全网所有发电厂的最新发电出力计划值发送到电网运行控制系统(OCS)计划值模块中，作为实时调度的发电出力计划文件下发给相应的发电厂，并在电网运行控制系统(OCS)中显示出最新的全网所有发电厂的发电出力计划。

一种计及水电流域梯级调度的发电自驾驶方法，采用上述计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统，包括如下步骤：

步骤(1)，首先，根据全网所有水力发电厂的预测来水量和计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量，利用公式(1)，计算出全网各水力发电厂发电可用水量；将发电可用水量大于零的水力发电厂放入可调用发电梯队内；

其中，t表示第t个时段，即[τ,τ+Δt)，τ表示第τ时刻，τ+Δt表示第τ+1时刻，Δt表示每个时段的时间长度；Qⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂的发电可用水量，

表示t时段内第i个水力发电厂的预测来水量，

表示t时段内第i个水力发电厂计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量，N表示水力发电厂的数量；

随后，根据全网各水力发电厂发电可用水量和计划发电耗水量，利用公式(2)计算出发电可用净水量；将发电可用净水量大于等于零的水力发电厂归入正梯队内，用于承担为正值的实时电力偏差量；将发电可用净水量小于零的水力发电厂归入负梯队内，用于承担为负值的实时电力偏差量；若全网所有水力发电厂的发电可用净水量均小于零，则按发电可用净水量绝对值从小到大对全网所有水力发电厂进行排序，将前a₁％的水力发电厂归入正梯队内，剩下的水力发电厂归入负梯队内；若全网所有水力发电厂的发电可用净水量均大于等于零，则按发电可用净水量从小到大对全网所有水力发电厂进行排序，将前a₂％的水力发电厂归入负梯队内，剩下的水力发电厂归入正梯队内；a₁>0，a₂>0；

其中，

表示t时段内第i个水力发电厂的计划发电耗水量，ΔQⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂发电可用净水量；

同时，基于各水力发电厂的发电可用净水量，依据发电可用净水量绝对值越大优先级越高的原则，在正梯队内和负梯队内分别对可调用水力发电厂的优先级进行分区；

即：发电可用净水量绝对值排名前b₁名的水力发电厂为一区发电厂；发电可用净水量绝对值小于排名第b₁+1名至第b₂名的水力发电厂为二区发电厂；发电可用净水量绝对值排名第b₂+1名至第b₃名的水力发电厂为三区发电厂；依次类推，发电可用净水量绝对值排名第b_m-1+1名至第b名的水力发电厂为m区发电厂；即将可调用梯队内水力发电厂分为m个区，其中，一区优先级最高，m区优先级最低，b为正梯队或者负梯队内所有可调用水力发电厂的数量；并且，0<b₁<b₂<b₃<…<b_m-1<b；

最后，以优化计算单时段内各水力发电厂的实际发电量与计划发电量偏差之和最小为目标，即公式(3)所示；以水力发电厂的水量平衡约束、水库容量约束、下泄流量约束、发电耗水曲线方程、发电出力约束以及梯级水力联系方程为约束条件，即公式(4)所示；计算出全网所有水力发电厂的发电出力值，并将该发电出力值的±a₃％作为偏差量a₃>0，得出全网所有水力发电厂的可调用发电出力区间；最终得到可调用水力发电厂的调用梯队顺序及其可调用的发电出力区间；

其中，αⁱ表示第i个水力发电厂的发电出力系数，hⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂平均水头，Eⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂的计划发电量，

表示t时段内第i个水力发电厂的平均入库水量，

表示t时段内第i个水力发电厂的平均出库水量，Vⁱ(τ)表示τ时刻第i个水力发电厂的水库内水量，Vⁱ 和

分别表示第i个水力发电厂的水库最小和最大库容量，Qⁱ 和

分别表示第i个水力发电厂的最小和最大出库水流量，Pⁱ 和

分别为第i个水力发电厂的最小和最大发电出力，

表示τ时刻第i+1个水力发电厂和第i个水力发电厂之间的区间来水入库流量，

表示τ-β_i,i+1时刻第i+1个水力发电厂的出库水量，

表示τ时刻第i个水力发电厂的入库水量，

表示τ时刻第i个水力发电厂的出库水量，第i+1个水力发电厂是第i个水力发电厂的上流水力发电厂，β_i,i+1表示第i+1个水力发电厂出库水流流入第i个水力发电厂的时间常数；

步骤(2)，根据公式(5)计算出超短期的发电需求量与日前发电计划量之间的电力偏差；

ΔP_error＝D+P_L+P_Non-P_G-P_Re (5)

其中，P_G表示下一时刻网内所有发电机组的日前发电出力计划值，P_Re表示下一时刻的超短期新能源发电厂发电出力预测值，D表示下一时刻的超短期负荷需求预测值，P_L表示下一时刻的电网联络线输送功率计划值，P_Non为下一时刻计划外开机和停机导致的全网各发电厂发电出力变化量(发电厂计划外损失发电出力值为正值)；

步骤(3)，利用公式(6)计算出全网内所有水力发电厂按最大可调用发电出力调整后输电线路的输送功率；

其中，L^j(τ)表示τ时刻所有水力发电厂按最大可调用发电出力调整后的第j条输电通道的输送功率，

表示τ时刻水力发电厂发电出力调整前的第j条输电通道的输送功率，S_ij表示第i个水力发电厂发电出力调整后对第j条输电通道的输送功率的灵敏度，

表示τ时刻第i个水力发电厂的最大可调用发电出力，Pⁱ(τ)表示τ时刻第i个水力发电厂的调整前计划发电出力；

然后找出导致输电通道输送能力越限的水力发电厂，对水力发电厂可调用的发电出力区间的上下限进行调整，其具体调整步骤为：首先，按灵敏度由大到小将所有相关水力发电厂进行排序；然后，将前a₄个水力发电厂的发电出力上限减小a₅％；再次根据公式(6)计算出电网内所有输电线路调整后的输送功率；重复以上步骤，直到所有输电线路调整后的输送功率均不越限为止；最终得出可调用梯队内水力发电厂的实际发电出力区间和最大值；a₄>0；a₅>0；

步骤(4)，根据公式(7)首先在优先级最高的单元内(即一区)分摊超短期电力偏差量；若该单元水力发电厂无法完全承担所有的超短期电力偏差量，则将无法承担的超短期电力偏差量部分在优先级低一级单元内(即二区)进行分摊；以此类推，根据分区后各水力发电厂的优先级信息，对超短期电力偏差量进行分区按比例分摊；最后根据公式(9)得出全网所有水力发电厂的最新发电出力计划值；

其中，

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂所承担的超短期调度电力偏差量；

表示在相关约束条件下，同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂最大可调用发电出力值；

表示同区可调用发电梯队内所有水力发电厂的最大总发电出力值，由公式(8)计算可得；

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂日前调度发电出力计划值；

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂最新发电出力计划值，N_j表示第j个区内可调用水力发电厂梯队内发电厂的数量，m表示分区数量；

步骤(5)，依据电力系统安全稳定导则(其编号为：GB 38755-2019)和从电网运行控制系统中获取的实时电网网架结构得出的实时电网断面控制集合、各发电厂机组开机和停机要求，以及相应发电厂出力区间要求的安全稳定运行约束条件，结合潮流计算结果，对全网所有发电厂的最新发电出力计划值进行校验；当满足安全稳定运行约束条件时，校验通过；当不满足安全稳定运行约束条件时，校验不通过；

若校验不通过，其具体操作步骤为：

1)将与越限断面集合灵敏度高的相关发电厂的最大发电出力调整为原发电出力值的a₆％；a₆>0；

2)调整不满足发电厂内机组开机或停机要求的发电厂的开机和停机台数；

3)将超出发电厂发电出力区间要求的发电厂的发电出力区间调整到所要求的发电出力区间内；然后返回到约束条件下可调用水力发电厂出力区间计算模块(4)，重新进行计算，直到校验通过或计算次数超过a₇次；

步骤(6)，将通过校验的全网所有发电厂的最新发电出力计划值发送到电网运行控制系统(OCS)计划值模块中，作为实时调度的发电出力计划文件下发给相应的发电厂，并在电网运行控制系统(OCS)中显示出最新的全网所有发电厂的发电出力计划。

本发明还提供一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现如上述计及水电流域梯级调度的发电自驾驶方法的步骤。

本发明另外提供一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该计算机程序被处理器执行时实现如上述计及水电流域梯级调度的发电自驾驶方法的步骤。

本发明中a₁、a₂、a₃、a₄、a₅、a₆、a₇根据实际情况取值，优选，a₁和a₂的优选取值在0～75％之间；a₃、a₄、a₅、a₆优选的取值为5％～15％。a₇优选的取值为500～100之间。

本发明中m根据实际情况取值，m的优选取值为1～4，且取整数；b₁,b₂,b₃,...,b_m-1的取值根据电厂数量和m的取值而定，若m取值为3，b₁的优选取值为正梯队或者负梯队内所有可调用水力发电厂数量50％～75％(即b*50％～b*75％)的值取整数，b₂的取值为正梯队或者负梯队内所有可调用水力发电厂数量15％～25％(即：b*15％～b*25％)的值取整数，b₃的取值为剩下的正梯队或者负梯队内所有可调用水力发电厂数量(即：b-b₁-b₂)。

本发明中αⁱ表示第i个水力发电厂的发电出力系数，该系数是各发电厂自身固有的系数，该系数是从置入系统内的系数曲线中取出。

本发明中发电厂是火力发电厂、新能源发电厂和水力发电厂的统称；分摊电力偏差的只有水力发电厂。

如图2所示，一种计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统的计算流程为：首先，从新能源发电功率预测系统、节能发电调度系统和电网运行控制系统中获取相关数据。其次，形成可调用水力发电厂的调用梯队顺序及其可调用的发电出力区间。随后，计算出未来5分钟、15分钟或30分钟实时调度的电力偏差量。然后，计算出约束条件下的可调用梯队内水力发电厂的实际发电出力区间和最大值。在上述结果的基础上，计算出可调用发电梯队内各水力发电厂所应承担的实时电力偏差量，并得出全网所有水力发电厂的最新发电出力计划值。基于此，对所形成的全网所有发电厂的最新发电出力计划值进行条件更为严苛的校验。最后，将通过校验的全网所有发电厂的最新发电出力计划值发送到电网运行控制系统计划值模块中，作为实时调度的发电出力计划文件下发给相应电厂，并在电网运行控制系统(OCS)中显示出最新的全网所有发电厂的发电出力计划。

本发明与现有技术相比，其有益效果为：

本发明基于电网实时运行中的相关信息(例如：电网网架结构的实时信息、各输电通道输送能力的实时情况等)，依据能源局印发的电网发电调度原则，充分利用梯级水力发电厂群之间的水力和水量关系、以及并联水力发电厂群的近期水情信息，通过梯级优化调度和空间水力资源统一协调配置的方式，合理有效地形成了水力发电厂可调用梯队及其可调用出力区间。并在此基础上，采用基于水力发电厂可调用梯队信息及其最大可调用出力的实时电力偏差分担方法，公平地计算出全网所有可调用水力发电厂的最新出力计划值。该系统在兼顾发电计划调整公平性的同时，可有效应对流域来水突变，减小水力发电厂的弃水风险，从而实现高效利用水力资源的目标。

附图说明

图1是本发明计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统的数据流示意图；

图2是本发明计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统的流程图；

图3是本发明应用实例中所使用的电力系统接线图；

图4为本发明电子设备结构示意图。

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，以下将结合附图所示的数据流示意图、流程图和电网接线图，以15分钟作为实时调度的时间间隔，对本发明进行进一步详细、完整地说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用于解释本发明，并不是全部的实施例，也不用于限定本发明。

本领域技术人员将会理解，下列实施例仅用于说明本发明，而不应视为限定本发明的范围。实施例中未注明具体技术或条件者，按照本领域内的文献所描述的技术或条件或者按照产品说明书进行。所用材料或设备未注明生产厂商者，均为可以通过购买获得的常规产品。

一种计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统，包括：

数据获取模块1、可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块2、超短期电力偏差计算模块3、约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块4、电力偏差分摊计算模块5、电力偏差分摊后结果校验模块6和电力偏差分摊结果下发模块7；

数据获取模块1用于从新能源发电功率预测系统中获取下一时刻的超短期全网各新能源发电厂发电出力预测值，从节能发电调度系统中获取下一时刻的电网联络线输送功率计划值、下一时刻的各发电厂日前发电出力计划值和下一时刻由于计划外开机和停机导致的全网各发电厂发电出力变化量，从水调自动化系统中获取下一时段的全网所有水力发电厂的预测来水量、下一时段的水力发电厂计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量和下一时段的水力发电厂计划发电耗水量，从电网运行控制系统(Operation&Control Systems(OCS))中获取超短期负荷预测结果、实时电网网架结构、全网各发电厂对各输电通道的灵敏度和实时输电通道输送能力；

可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块2，与数据获取模块1相连，用于根据数据获取模块1获取的数据计算出可调用水力发电厂的调用梯队顺序，以及所对应的可调用发电出力区间；

超短期(即5分钟、15分钟或30分钟)电力偏差计算模块(3)，与数据获取模块1相连，用于根据数据获取模块1获取的数据滚动计算出超短期发电需求量与日前发电计划量之间的电力偏差量；

约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块4，与数据获取模块1、可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块2相连，用于根据数据获取模块1获取的数据、可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块2计算得到的数据，在实时电网网架结构和实时输电通道输送能力的条件约束下，根据全网内各发电厂对各输电通道的灵敏度，计算出全网各发电厂可调用发电出力区间及最大值；

电力偏差分摊计算模块5，与数据获取模块1、超短期电力偏差计算模块3、约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块4相连，用于根据数据获取模块1获取的数据、超短期电力偏差计算模块3计算得到的数据、约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块4计算得到的数据，计算出可调用梯队内各水力发电厂所需承担的电力偏差量及全网所有发电厂的最新发电出力计划值；

电力偏差分摊后结果校验模块6，与数据获取模块1、电力偏差分摊计算模块5相连，用于根据数据获取模块1获取的数据、电力偏差分摊计算模块5传来的数据，在依据电力系统安全稳定导则(GB38755-2019)和实时电网网架结构得出的实时电网断面控制集合、各发电厂机组开机和停机及其发电出力区间要求的约束条件下，结合潮流计算结果，对全网所有发电厂的最新发电出力计划值进行校验；

电力偏差分摊结果下发模块7，与电力偏差分摊后结果校验模块6相连，用于将通过校验的全网所有发电厂的最新发电出力计划值发送到电网运行控制系统(OCS)计划值模块中，作为实时调度的发电计划文件下发给相应发电厂；同时，在电网运行控制系统(OCS)中显示出最新的全网所有发电厂的发电计划值。

优选，可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块2利用数据获取模块1从水调自动化系统中获取的下一时段的全网所有水力发电厂的预测来水量、下一时段的水力发电厂计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量和下一时段的水力发电厂计划发电耗水量，通过梯级优化调度和空间水力资源统一协调配置的方式，形成可调用水力发电厂的调用梯队顺序及其可调用的发电出力区间；其具体操作如下：

首先，根据全网所有水力发电厂的预测来水量和计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量，利用公式(1)计算出全网各水力发电厂发电可用水量；将发电可用水量大于零的水力发电厂放入可调用发电梯队内；

其中，t表示第t个时段，即[t,t+Δt)，t表示第t时刻，τ+Δt表示第τ+1时刻，Δt表示每个时段的时间长度；Qⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂的发电可用水量，

表示t时段内第i个水力发电厂的预测来水量，

表示t时段内第i个水力发电厂计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量，N表示水力发电厂的数量；

随后，根据全网各水力发电厂发电可用水量和计划发电耗水量，利用公式(2)计算出发电可用净水量；将发电可用净水量大于等于零的水力发电厂归入正梯队内，用于承担为正值的实时电力偏差量；将发电可用净水量小于零的水力发电厂归入负梯队内，用于承担为负值的实时电力偏差量；若全网所有水力发电厂的发电可用净水量均小于零，则按发电可用净水量绝对值从小到大对全网所有水力发电厂进行排序，将前a ₁％的水力发电厂归入正梯队内，剩下的水力发电厂归入负梯队内；若全网所有水力发电厂的发电可用净水量均大于等于零，则按发电可用净水量从小到大对全网所有水力发电厂进行排序，将前a₂％的水力发电厂归入负梯队内，剩下的水力发电厂归入正梯队内；a ₁>0，a₂>0；

其中，

表示t时段内第i个水力发电厂的计划发电耗水量，ΔQⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂发电可用净水量；

同时，基于各水力发电厂的发电可用净水量，依据发电可用净水量绝对值越大优先级越高的原则，在正梯队内和负梯队内分别对可调用水力发电厂的优先级进行分区；

即：发电可用净水量绝对值排名前b₁名的水力发电厂为一区发电厂；发电可用净水量绝对值排名第b₁+1名至第b₂名的水力发电厂为二区发电厂；发电可用净水量绝对值排名第b₂+1名至第b₃名的水力发电厂为三区发电厂；依次类推，发电可用净水量绝对值排名第b_m-1+1名至第b名的水力发电厂为m区发电厂；即将可调用梯队内水力发电厂分为m个区，其中，一区优先级最高，m区优先级最低，b为正梯队或者负梯队内所有可调用水力发电厂的数量；并且，0<b₁<b₂<b₃<…<b_m-1<b；

最后，以优化计算单时段内各水力发电厂的实际发电量与计划发电量偏差之和最小为目标，即公式(3)所示；以水力发电厂的水量平衡约束、水库容量约束、下泄流量约束、发电耗水曲线方程、发电出力约束以及梯级水力联系方程为约束条件，即公式(4)所示；计算出全网所有水力发电厂的发电出力值，并将该发电出力值的±a₃％作为偏差量a₃>0，得出全网所有水力发电厂的可调用发电出力区间；最终得到可调用水力发电厂的调用梯队顺序及其可调用的发电出力区间；

其中，αⁱ表示第i个水力发电厂的发电出力系数，hⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂平均水头，Eⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂的计划发电量，

表示t时段内第i个水力发电厂的平均入库水量，

表示t时段内第i个水力发电厂的平均出库水量，Vⁱ(τ)表示τ时刻第i个水力发电厂的水库内水量，Vⁱ 和

分别表示第i个水力发电厂的水库最小和最大库容量，Qⁱ 和

分别表示第i个水力发电厂的最小和最大出库水流量，Pⁱ 和

分别为第i个水力发电厂的最小和最大发电出力，

表示τ时刻第i+1个水力发电厂和第i个水力发电厂之间的区间来水入库流量，

表示τ-β_i,i+1时刻第i+1个水力发电厂的出库水量，

表示τ时刻第i个水力发电厂的入库水量，

表示τ时刻第i个水力发电厂的出库水量，第i+1个水力发电厂是第i个水力发电厂的上流水力发电厂，β_i,i+1表示第i+1个水力发电厂出库水流流入第i个水力发电厂的时间常数。

优选，超短期电力偏差计算模块3利用数据获取模块1从新能源发电功率预测系统中获取的下一时刻超短期新能源发电厂发电出力预测值，从节能发电调度系统中获取的下一时刻电网联络线输送功率计划值、下一时刻的网内所有发电厂的日前发电出力计划值和下一时刻由于计划外开机和停机导致的全网各发电厂发电出力变化量，根据公式(5)计算出超短期的发电需求量与日前发电计划量之间的电力偏差；

ΔP_error＝D+P_L+P_Non-P_G-P_Re (5)

其中，P_G表示下一时刻网内所有发电机组的日前发电出力计划值，P_Re表示下一时刻的超短期新能源发电厂发电出力预测值，D表示下一时刻的超短期负荷需求预测值，P_L表示下一时刻的电网联络线输送功率计划值，P_Non为下一时刻计划外开机和停机导致的全网各发电厂发电出力变化量(发电厂计划外损失发电出力值为正值)。

优选，约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块4在可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块2得出的水力发电厂可调用发电出力区间的结果上，基于数据获取模块1从电网运行控制系统(OCS)中获取的电网网架结构的实时信息、各输电通道的输送能力实时信息、全网内各发电厂对各输电通道的灵敏度信息，利用公式(6)计算出全网内所有水力发电厂按最大可调用发电出力调整后输电线路的输送功率；

其中，L^j(τ)表示τ时刻所有水力发电厂按最大可调用发电出力调整后的第j条输电通道的输送功率，

表示τ时刻水力发电厂发电出力调整前的第j条输电通道的输送功率，S_ij表示第i个水力发电厂发电出力调整后对第j条输电通道的输送功率的灵敏度，

表示τ时刻第i个水力发电厂的最大可调用发电出力，Pⁱ(τ)表示τ时刻第i个水力发电厂的调整前计划发电出力；

然后找出导致输电通道输送能力越限的水力发电厂，对水力发电厂可调用的发电出力区间的上下限进行调整，其具体调整步骤为：首先，按灵敏度由大到小将所有相关水力发电厂进行排序；然后，将前a₄个水力发电厂的发电出力上限减小a₅％；再次根据公式(6)计算出电网内所有输电线路调整后的输送功率；重复以上步骤，直到所有输电线路调整后的输送功率均不越限为止；最终得出可调用梯队内水力发电厂的实际发电出力区间和最大值；a₄>0；a₅>0。

优选，电力偏差分摊计算模块5根据可调用发电梯队及其发电出力区间计算模块(2)得出的可调用梯队分区信息，以每个分区为一个单元，在每个单元内，依据约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块4得到的可调用发电梯队内各水力发电厂实际最大发电出力占该单元可调用水力发电厂最大总发电出力的百分比，根据公式(7)计算出该单元内发电梯队中各水力发电厂所应承担的超短期电力偏差量，随后，根据数据获取模块1从节能发电调度系统中获取的下一时刻的全网所有水力发电厂的日前发电出力计划值，根据公式(9)对全网所有发电厂的发电出力计划值进行更新；其具体操作过程为：

首先在优先级最高的单元内(即一区)分摊超短期电力偏差量；若该单元水力发电厂无法完全承担所有的超短期电力偏差量，则将无法承担的超短期电力偏差量部分在优先级低一级单元内(即二区)进行分摊；以此类推，根据分区后各水力发电厂的优先级信息，对超短期电力偏差量进行分区按比例分摊；最后根据公式(9)得出全网所有水力发电厂的最新发电出力计划值；

其中，

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂所承担的超短期调度电力偏差量；

表示在相关约束条件下，同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂最大可调用发电出力值；

表示同区可调用发电梯队内所有水力发电厂的最大总发电出力值，由公式(8)计算可得；

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂日前调度发电出力计划值；

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂最新发电出力计划值，N_j表示第j个区内可调用水力发电厂梯队内发电厂的数量，m表示分区数量。

优选，电力偏差分摊后结果校验模块6依据电力系统安全稳定导则(其编号为：GB38755-2019)和数据获取模块1从电网运行控制系统中获取的实时电网网架结构得出的实时电网断面控制集合、各发电厂机组开机和停机要求，以及相应发电厂出力区间要求的安全稳定运行约束条件，结合潮流计算结果，对全网所有发电厂的最新发电出力计划值进行校验；当满足安全稳定运行约束条件时，校验通过；当不满足安全稳定运行约束条件时，校验不通过；

若校验不通过，其具体操作步骤为：

1)将与越限断面集合灵敏度高的相关发电厂的最大发电出力调整为原发电出力值的a₆％；a₆>0；

2)调整不满足发电厂内机组开机或停机要求的发电厂的开机和停机台数；

3)将超出发电厂发电出力区间要求的发电厂的发电出力区间调整到所要求的发电出力区间内；然后返回到约束条件下可调用水力发电厂出力区间计算模块(4)，重新进行计算，直到校验通过或计算次数超过a₇次。

优选，包括电力偏差分摊结果下发模块7，该模块用于将通过电力偏差分摊后结果校验模块6校验的全网所有发电厂的最新发电出力计划值发送到电网运行控制系统(OCS)计划值模块中，作为实时调度的发电出力计划文件下发给相应的发电厂，并在电网运行控制系统(OCS)中显示出最新的全网所有发电厂的发电出力计划。

一种计及水电流域梯级调度的发电自驾驶方法，采用上述计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统，包括如下步骤：

步骤(1)，首先，根据全网所有水力发电厂的预测来水量和计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量，利用公式(1)，计算出全网各水力发电厂发电可用水量；将发电可用水量大于零的水力发电厂放入可调用发电梯队内；

其中，t表示第t个时段，即[t,t+Δt)，t表示第t时刻，τ+Δt表示第τ+1时刻，Δt表示每个时段的时间长度；Qⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂的发电可用水量，

表示t时段内第i个水力发电厂的预测来水量，

表示t时段内第i个水力发电厂计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量，N表示水力发电厂的数量；

随后，根据全网各水力发电厂发电可用水量和计划发电耗水量，利用公式(2)计算出发电可用净水量；将发电可用净水量大于等于零的水力发电厂归入正梯队内，用于承担为正值的实时电力偏差量；将发电可用净水量小于零的水力发电厂归入负梯队内，用于承担为负值的实时电力偏差量；若全网所有水力发电厂的发电可用净水量均小于零，则按发电可用净水量绝对值从小到大对全网所有水力发电厂进行排序，将前a ₁％的水力发电厂归入正梯队内，剩下的水力发电厂归入负梯队内；若全网所有水力发电厂的发电可用净水量均大于等于零，则按发电可用净水量从小到大对全网所有水力发电厂进行排序，将前a₂％的水力发电厂归入负梯队内，剩下的水力发电厂归入正梯队内；a ₁>0，a₂>0；

其中，

表示t时段内第i个水力发电厂的计划发电耗水量，ΔQⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂发电可用净水量；

同时，基于各水力发电厂的发电可用净水量，依据发电可用净水量绝对值越大优先级越高的原则，在正梯队内和负梯队内分别对可调用水力发电厂的优先级进行分区；

即：发电可用净水量绝对值排名前b₁名的水力发电厂为一区发电厂；发电可用净水量绝对值排名第b₁+1名至第b₂名的水力发电厂为二区发电厂；发电可用净水量绝对值排名第b₂+1名至第b₃名的水力发电厂为三区发电厂；依次类推，发电可用净水量绝对值排名第b_m-1+1名至第b名的水力发电厂为m区发电厂；即将可调用梯队内水力发电厂分为m个区，其中，一区优先级最高，m区优先级最低，b为正梯队或者负梯队内所有可调用水力发电厂的数量；并且，0<b₁<b₂<b₃<…<b_m-1<b；

最后，以优化计算单时段内各水力发电厂的实际发电量与计划发电量偏差之和最小为目标，即公式(3)所示；以水力发电厂的水量平衡约束、水库容量约束、下泄流量约束、发电耗水曲线方程、发电出力约束以及梯级水力联系方程为约束条件，即公式(4)所示；计算出全网所有水力发电厂的发电出力值，并将该发电出力值的±a₃％作为偏差量a₃>0，得出全网所有水力发电厂的可调用发电出力区间；最终得到可调用水力发电厂的调用梯队顺序及其可调用的发电出力区间；

其中，αⁱ表示第i个水力发电厂的发电出力系数，hⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂平均水头，Eⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂的计划发电量，

表示t时段内第i个水力发电厂的平均入库水量，

表示t时段内第i个水力发电厂的平均出库水量，Vⁱ(τ)表示τ时刻第i个水力发电厂的水库内水量，Vⁱ 和

分别表示第i个水力发电厂的水库最小和最大库容量，Qⁱ 和

分别表示第i个水力发电厂的最小和最大出库水流量，Pⁱ 和

分别为第i个水力发电厂的最小和最大发电出力，

表示τ时刻第i+1个水力发电厂和第i个水力发电厂之间的区间来水入库流量，

表示τ-β_i,i+1时刻第i+1个水力发电厂的出库水量，

表示τ时刻第i个水力发电厂的入库水量，

表示τ时刻第i个水力发电厂的出库水量，第i+1个水力发电厂是第i个水力发电厂的上流水力发电厂，β_i,i+1表示第i+1个水力发电厂出库水流流入第i个水力发电厂的时间常数；

步骤(2)，根据公式(5)计算出超短期的发电需求量与日前发电计划量之间的电力偏差；

ΔP_error＝D+P_L+P_Non-P_G-P_Re (5)

其中，P_G表示下一时刻网内所有发电机组的日前发电出力计划值，P_Re表示下一时刻的超短期新能源发电厂发电出力预测值，D表示下一时刻的超短期负荷需求预测值，P_L表示下一时刻的电网联络线输送功率计划值，P_Non为下一时刻计划外开机和停机导致的全网各发电厂发电出力变化量(发电厂计划外损失发电出力值为正值)；

步骤(3)，利用公式(6)计算出全网内所有水力发电厂按最大可调用发电出力调整后输电线路的输送功率；

其中，L^j(τ)表示τ时刻所有水力发电厂按最大可调用发电出力调整后的第j条输电通道的输送功率，

表示τ时刻水力发电厂发电出力调整前的第j条输电通道的输送功率，S_ij表示第i个水力发电厂发电出力调整后对第j条输电通道的输送功率的灵敏度，

表示τ时刻第i个水力发电厂的最大可调用发电出力，Pⁱ(τ)表示τ时刻第i个水力发电厂的调整前计划发电出力；

然后找出导致输电通道输送能力越限的水力发电厂，对水力发电厂可调用的发电出力区间的上下限进行调整，其具体调整步骤为：首先，按灵敏度由大到小将所有相关水力发电厂进行排序；然后，将前a₄个水力发电厂的发电出力上限减小a₅％；再次根据公式(6)计算出电网内所有输电线路调整后的输送功率；重复以上步骤，直到所有输电线路调整后的输送功率均不越限为止；最终得出可调用梯队内水力发电厂的实际发电出力区间和最大值；a₄>0；a₅>0；

步骤(4)，根据公式(7)首先在优先级最高的单元内(即一区)分摊超短期电力偏差量；若该单元水力发电厂无法完全承担所有的超短期电力偏差量，则将无法承担的超短期电力偏差量部分在优先级低一级单元内(即二区)进行分摊；以此类推，根据分区后各水力发电厂的优先级信息，对超短期电力偏差量进行分区按比例分摊；最后根据公式(9)得出全网所有水力发电厂的最新发电出力计划值；

其中，

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂所承担的超短期调度电力偏差量；

表示在相关约束条件下，同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂最大可调用发电出力值；

表示同区可调用发电梯队内所有水力发电厂的最大总发电出力值，由公式(8)计算可得；

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂日前调度发电出力计划值；

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂最新发电出力计划值，N_j表示第j个区内可调用水力发电厂梯队内发电厂的数量，m表示分区数量；

步骤(5)，依据电力系统安全稳定导则(其编号为：GB38755-2019)和从电网运行控制系统中获取的实时电网网架结构得出的实时电网断面控制集合、各发电厂机组开机和停机要求，以及相应发电厂出力区间要求的安全稳定运行约束条件，结合潮流计算结果，对全网所有发电厂的最新发电出力计划值进行校验；当满足安全稳定运行约束条件时，校验通过；当不满足安全稳定运行约束条件时，校验不通过；

若校验不通过，其具体操作步骤为：

1)将与越限断面集合灵敏度高的相关发电厂的最大发电出力调整为原发电出力值的a₆％；a₆>0；

2)调整不满足发电厂内机组开机或停机要求的发电厂的开机和停机台数；

3)将超出发电厂发电出力区间要求的发电厂的发电出力区间调整到所要求的发电出力区间内；然后返回到约束条件下可调用水力发电厂出力区间计算模块(4)，重新进行计算，直到校验通过或计算次数超过a₇次；

步骤(6)，将通过校验的全网所有发电厂的最新发电出力计划值发送到电网运行控制系统(OCS)计划值模块中，作为实时调度的发电出力计划文件下发给相应的发电厂，并在电网运行控制系统(OCS)中显示出最新的全网所有发电厂的发电出力计划。

图4为本发明实施例提供的电子设备结构示意图，参照图4，该电子设备可以包括：处理器(processor)201、通信接口(Communications Interface)202、存储器(memory)203和通信总线204，其中，处理器201，通信接口202，存储器203通过通信总线204完成相互间的通信。处理器201可以调用存储器203中的逻辑指令，以执行计及水电流域梯级调度的发电自驾驶方法。

此外，上述的存储器203中的逻辑指令可以通过软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

另一方面，本发明实施例还提供一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现以执行上述各实施例提供的计及水电流域梯级调度的发电自驾驶方法。

以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，其中所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性的劳动的情况下，即可以理解并实施。

通过以上的实施方式的描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到各实施方式可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现，当然也可以通过硬件。基于这样的理解，上述技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在计算机可读存储介质中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。

应用实例

根据本发明中技术方案对计算流程和公式的详细描述，根据实际使用的编程语言进行编程。并与现有的新能源发电功率预测系统、节能发电调度系统和电网运行控制系统形成数据接口。即可实现本发明所提出的计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统，其详细描述如下。

如附图3所示的电力系统中包含有风力发电厂、火力发电厂和水力发电厂。其中，水力发电厂#1、#2和#3为同一流域的梯级水力发电厂(从上游流域依次到下游流域)，水力发电厂#4、#5和#6为同一流域的梯级水力发电厂(从上游流域依次到下游流域)，且水力发电厂#1、#2、#3所属流域与水力发电厂#3、#4、#5所属流域为不同流域。

针对图3所示的电力系统，本发明计及水电流域梯级调度的发电自驾驶方法，包括以下步骤：

(1)第一步，从新能源发电功率预测系统中获取下一时刻的超短期全网各新能源发电厂发电出力预测值，从节能发电调度系统中获取下一时刻的电网联络线输送功率计划值、下一时刻的发电厂的日前发电出力计划值和下一时刻由于计划外开机和停机导致的全网各发电厂发电出力变化量，从水调自动化系统中获取下一时段的全网所有水力发电厂的预测来水量、下一时段的水力发电厂计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量和下一时段的水力发电厂计划发电耗水量，从电网运行控制系统中获取超短期负荷预测结果、实时电网网架结构、全网各发电厂对各输电通道的灵敏度和实时输电通道输送能力，如表1所示。

表1水力发电厂水情信息、全网各发电厂日前计划出力情况和全网负荷出力情况

(2)第二步，根据全网所有水力发电厂的预测来水量和计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量，利用公式(1)，计算出全网各水力发电厂发电可用水量。将发电可用水量大于零的水力发电厂放入可调用发电梯队内。

随后，根据全网各水力发电厂发电可用水量和计划发电耗水量，利用公式(2)计算出发电可用净水量。将发电可用净水量大于等于零的水力发电厂归入正梯队内，用于承担为正值的实时电力偏差量；将发电可用净水量小于零的水力发电厂归入负梯队内，用于承担为负值的实时电力偏差量。

同时，基于各水力发电厂的发电可用净水量，依据发电可用净水量绝对值越大优先级越高的原则，根据梯队内电厂数量对在正梯队内和负梯队内分别对可调用水力发电厂的优先级进行分区。在本例中，对于正梯队而言，发电可用净水量排名前3的水力发电厂为一区；发电可用净水量排名第4名到最后一名的水力发电厂为二区；对于负梯队而言，将两个水力发电厂分为同一个区(即：一区)，上述数据如表2所示

表2水力发电厂发电可用水量、发电可用净水量以及所述梯队信息

最后，以优化计算时段内各水力发电厂的实际发电量与计划发电量偏差之和最小为目标(即公式(3))，以水力发电厂的水量平衡约束、水库容量约束、下泄流量约束、发电耗水曲线方程、发电出力约束以及梯级水力联系方程为约束条件(即公式(4))，计算出全网所有水力发电厂的发电出力值，并将该发电出力值的一定百分比(例如：±25％)作为偏差量，得出全网所有水力发电厂的可调用发电出力区间。最终得到可调用水力发电厂的调用梯队顺序及其可调用的发电出力区间，如表3所示。

表3水力发电厂可调用出力区间

(3)第三步，根据从新能源发电功率预测系统中获取的未来15分钟超短期新能源发电出力预测值，从节能发电调度系统中获取的未来15分钟电网联络线输送功率计划值、未来15分钟的网内所有发电厂的日前发电出力计划值和未来15分钟由于计划外开机和停机导致的全网各发电厂发电出力变化量(400MW)，根据公式(5)计算出超短期的发电需求量与日前发电计划量之间的电力偏差。

ΔP_error＝ΔP_error＝D+P_L+P_Non-P_G-P_Re

＝18900+0+400-16100-1200

＝2000

第四步，根据第二步中得出的水力发电厂可调用发电出力区间的结果，基于从电网运行控制系统(OCS)中获取的电网网架结构的实时信息、各输电通道的输送能力实时信息、全网内各发电机组对各输电通道的灵敏度，利用公式(6)计算出全网内所有水力发电厂按最大可调用发电出力调整后输电线路的输送功率

(4)全网内所有水力发电厂出力调整后输电线路的输送功率。

在本实例中，根据网内各水力发电机组对各输电通道的灵敏度信息计算出的全网内所有水力发电厂出力调整后输电线路的输送功率不会越限。因此，第二步中得出的水力发电厂可调用发电出力区间结果不需要调整。

(5)第五步，根据第二步得出的可调用梯队分区信息，以每个分区为一个单元，在每个单元内，依据可调用发电梯队内各水力发电厂实际最大发电出力(由约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块4求解得出)占该单元可调用水力发电厂最大总发电出力的百分比，根据公式(7)计算出该单元内发电梯队中各水力发电厂所应承担的超短期电力偏差量。其具体操作过程为：首先在优先级最高的单元内(即一区)分摊超短期电力偏差量；若该单元无法完全承担所有的超短期电力偏差量，则将无法承担的超短期电力偏差量部分在优先级低一级单元内(即二区)进行分摊。以此类推，根据分区后各水力发电厂的优先级信息，对超短期电力偏差量进行分区按比例分摊。最后，根据公式(9)得出全网所有发电厂的最新发电出力计划值，如表4所示。

表4各水力发电厂所需承担的超短期电力偏差量及其对应的最新发电出力计划值

(6)第六步，依据电力系统安全稳定导则(其编号为：GB 38755-2019)和实时电网网架结构得出的实时电网断面控制集合、各发电厂机组开机和停机要求，以及相应发电厂出力区间要求的安全稳定运行约束条件，结合潮流计算结果，对全网所有发电厂的最新发电出力计划值进行校验。在本实例中，对全网所有发电厂的最新发电出力计划值进行校验，均满足安全稳定运行约束条件。

(7)第七步，将通过第六步校验的全网所有发电厂的最新发电出力计划值发送到电网运行控制系统(OCS)计划值模块中，作为实时调度的发电出力计划文件下发给相应发电厂，并在电网运行控制系统(OCS)中显示出最新的全网所有发电厂的发电出力计划。

以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界定。

Claims (10)

1.一种计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统，其特征在于，包括：

数据获取模块(1)、可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块(2)、超短期电力偏差计算模块(3)、约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块(4)、电力偏差分摊计算模块(5)、电力偏差分摊后结果校验模块(6)和电力偏差分摊结果下发模块(7)；

数据获取模块(1)用于从新能源发电功率预测系统中获取下一时刻的超短期全网各新能源发电厂发电出力预测值，从节能发电调度系统中获取下一时刻的电网联络线输送功率计划值、下一时刻的各发电厂日前发电出力计划值和下一时刻由于计划外开机和停机导致的全网各发电厂发电出力变化量，从水调自动化系统中获取下一时段的全网所有水力发电厂的预测来水量、下一时段的水力发电厂计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量和下一时段的水力发电厂计划发电耗水量，从电网运行控制系统中获取超短期负荷预测结果、实时电网网架结构、全网各发电厂对各输电通道的灵敏度和实时输电通道输送能力；

可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块(2)，与数据获取模块(1)相连，用于根据数据获取模块(1)获取的数据计算出可调用水力发电厂的调用梯队顺序，以及所对应的可调用发电出力区间；

超短期电力偏差计算模块(3)，与数据获取模块(1)相连，用于根据数据获取模块(1)获取的数据滚动计算出超短期发电需求量与日前发电计划量之间的电力偏差量；

约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块(4)，与数据获取模块(1)、可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块(2)相连，用于根据数据获取模块(1)获取的数据、可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块(2)计算得到的数据，在实时电网网架结构和实时输电通道输送能力的条件约束下，根据全网内各发电厂对各输电通道的灵敏度，计算出全网各发电厂可调用发电出力区间及最大值；

电力偏差分摊计算模块(5)，与数据获取模块(1)、超短期电力偏差计算模块(3)、约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块(4)相连，用于根据数据获取模块(1)获取的数据、超短期电力偏差计算模块(3)计算得到的数据、约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块(4)计算得到的数据，计算出可调用梯队内各水力发电厂所需承担的电力偏差量及全网所有发电厂的最新发电出力计划值；

电力偏差分摊后结果校验模块(6)，与数据获取模块(1)、电力偏差分摊计算模块(5)相连，用于根据数据获取模块(1)获取的数据、电力偏差分摊计算模块(5)传来的数据，在依据电力系统安全稳定导则和实时电网网架结构得出的实时电网断面控制集合、各发电厂机组开机和停机及其发电出力区间要求的约束条件下，结合潮流计算结果，对全网所有发电厂的最新发电出力计划值进行校验；

电力偏差分摊结果下发模块(7)，与电力偏差分摊后结果校验模块(6)相连，用于将通过校验的全网所有发电厂的最新发电出力计划值发送到电网运行控制系统计划值模块中，作为实时调度的发电计划文件下发给相应发电厂；同时，在电网运行控制系统中显示出最新的全网所有发电厂的发电计划值。

2.根据权利要求1所述的计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统，其特征在于，可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块(2)利用数据获取模块(1)从水调自动化系统中获取的下一时段的全网所有水力发电厂的预测来水量、下一时段的水力发电厂计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量和下一时段的水力发电厂计划发电耗水量，通过梯级优化调度和空间水力资源统一协调配置的方式，形成可调用水力发电厂的调用梯队顺序及其可调用的发电出力区间；其具体操作如下：

首先，根据全网所有水力发电厂的预测来水量和计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量，利用公式(1)计算出全网各水力发电厂发电可用水量；将发电可用水量大于零的水力发电厂放入可调用发电梯队内；

其中，t表示第t个时段，即[τ,τ+Δt)，τ表示第τ时刻，τ+Δt表示第τ+1时刻，Δt表示每个时段的时间长度；Qⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂的发电可用水量，

表示t时段内第i个水力发电厂的预测来水量，

表示t时段内第i个水力发电厂计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量，N表示水力发电厂的数量；

随后，根据全网各水力发电厂发电可用水量和计划发电耗水量，利用公式(2)计算出发电可用净水量；将发电可用净水量大于等于零的水力发电厂归入正梯队内，用于承担为正值的实时电力偏差量；将发电可用净水量小于零的水力发电厂归入负梯队内，用于承担为负值的实时电力偏差量；若全网所有水力发电厂的发电可用净水量均小于零，则按发电可用净水量绝对值从小到大对全网所有水力发电厂进行排序，将前a₁％的水力发电厂归入正梯队内，剩下的水力发电厂归入负梯队内；若全网所有水力发电厂的发电可用净水量均大于等于零，则按发电可用净水量从小到大对全网所有水力发电厂进行排序，将前a₂％的水力发电厂归入负梯队内，剩下的水力发电厂归入正梯队内；a₁>0，a₂>0；

其中，

表示t时段内第i个水力发电厂的计划发电耗水量，ΔQⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂发电可用净水量；

同时，基于各水力发电厂的发电可用净水量，依据发电可用净水量绝对值越大优先级越高的原则，在正梯队内和负梯队内分别对可调用水力发电厂的优先级进行分区；

即：发电可用净水量绝对值排名前b₁名的水力发电厂为一区发电厂；发电可用净水量绝对值排名第b₁+1名至第b₂名的水力发电厂为二区发电厂；发电可用净水量绝对值排名第b₂+1名至第b₃名的水力发电厂为三区发电厂；依次类推，发电可用净水量绝对值排名第b_m-1+1名至第b名的水力发电厂为m区发电厂；即将可调用梯队内水力发电厂分为m个区，其中，一区优先级最高，m区优先级最低，b为正梯队或者负梯队内所有可调用水力发电厂的数量；并且，0<b₁<b₂<b₃<…<b_m-1<b；

最后，以优化计算单时段内各水力发电厂的实际发电量与计划发电量偏差之和最小为目标，即公式(3)所示；以水力发电厂的水量平衡约束、水库容量约束、下泄流量约束、发电耗水曲线方程、发电出力约束以及梯级水力联系方程为约束条件，即公式(4)所示；计算出全网所有水力发电厂的发电出力值，并将该发电出力值的±a₃％作为偏差量a₃>0，得出全网所有水力发电厂的可调用发电出力区间；最终得到可调用水力发电厂的调用梯队顺序及其可调用的发电出力区间；

其中，αⁱ表示第i个水力发电厂的发电出力系数，hⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂平均水头，Eⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂的计划发电量，

表示t时段内第i个水力发电厂的平均入库水量，

表示t时段内第i个水力发电厂的平均出库水量，Vⁱ(τ)表示τ时刻第i个水力发电厂的水库内水量，Vⁱ 和

分别表示第i个水力发电厂的水库最小和最大库容量，Qⁱ 和

分别表示第i个水力发电厂的最小和最大出库水流量，Pⁱ 和

分别为第i个水力发电厂的最小和最大发电出力，

表示τ时刻第i+1个水力发电厂和第i个水力发电厂之间的区间来水入库流量，

表示τ-β_i,i+1时刻第i+1个水力发电厂的出库水量，

表示τ时刻第i个水力发电厂的入库水量，

表示τ时刻第i个水力发电厂的出库水量，第i+1个水力发电厂是第i个水力发电厂的上流水力发电厂，β_i,i+1表示第i+1个水力发电厂出库水流流入第i个水力发电厂的时间常数。

3.根据权利要求1所述的计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统，其特征在于，超短期电力偏差计算模块(3)利用数据获取模块(1)从新能源发电功率预测系统中获取的下一时刻超短期新能源发电厂发电出力预测值，从节能发电调度系统中获取的下一时刻电网联络线输送功率计划值、下一时刻的网内所有发电厂的日前发电出力计划值和下一时刻由于计划外开机和停机导致的全网各发电厂发电出力变化量，根据公式(5)计算出超短期的发电需求量与日前发电计划量之间的电力偏差；

ΔP_error＝D+P_L+P_Non-P_G-P_Re (5)

其中，P_G表示下一时刻网内所有发电机组的日前发电出力计划值，P_Re表示下一时刻的超短期新能源发电厂发电出力预测值，D表示下一时刻的超短期负荷需求预测值，P_L表示下一时刻的电网联络线输送功率计划值，P_Non为下一时刻计划外开机和停机导致的全网各发电厂发电出力变化量。

4.根据权利要求1所述的计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统，其特征在于，约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块(4)在可调用水力发电厂梯队及其发电出力区间计算模块(2)得出的水力发电厂可调用发电出力区间的结果上，基于数据获取模块(1)从电网运行控制系统中获取的电网网架结构的实时信息、各输电通道的输送能力实时信息、全网内各发电厂对各输电通道的灵敏度信息，利用公式(6)计算出全网内所有水力发电厂按最大可调用发电出力调整后输电线路的输送功率；

其中，L^j(τ)表示τ时刻所有水力发电厂按最大可调用发电出力调整后的第j条输电通道的输送功率，

表示τ时刻水力发电厂发电出力调整前的第j条输电通道的输送功率，S_ij表示第i个水力发电厂发电出力调整后对第j条输电通道的输送功率的灵敏度，

表示τ时刻第i个水力发电厂的最大可调用发电出力，Pⁱ(τ)表示τ时刻第i个水力发电厂的调整前计划发电出力；

然后找出导致输电通道输送能力越限的水力发电厂，对水力发电厂可调用的发电出力区间的上下限进行调整，其具体调整步骤为：首先，按灵敏度由大到小将所有相关水力发电厂进行排序；然后，将前a₄个水力发电厂的发电出力上限减小a₅％；再次根据公式(6)计算出电网内所有输电线路调整后的输送功率；重复以上步骤，直到所有输电线路调整后的输送功率均不越限为止；最终得出可调用梯队内水力发电厂的实际发电出力区间和最大值；a₄>0；a₅>0。

5.根据权利要求1所述的计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统，其特征在于，电力偏差分摊计算模块(5)根据可调用发电梯队及其发电出力区间计算模块(2)得出的可调用梯队分区信息，以每个分区为一个单元，在每个单元内，依据约束条件下可调用水力发电厂发电出力区间计算模块(4)得到的可调用发电梯队内各水力发电厂实际最大发电出力占该单元可调用水力发电厂最大总发电出力的百分比，根据公式(7)计算出该单元内发电梯队中各水力发电厂所应承担的超短期电力偏差量，随后，根据数据获取模块(1)从节能发电调度系统中获取的下一时刻的全网所有水力发电厂的日前发电出力计划值，根据公式(9)对全网所有发电厂的发电出力计划值进行更新；其具体操作过程为：

首先在优先级最高的单元内分摊超短期电力偏差量；若该单元水力发电厂无法完全承担所有的超短期电力偏差量，则将无法承担的超短期电力偏差量部分在优先级低一级单元内进行分摊；以此类推，根据分区后各水力发电厂的优先级信息，对超短期电力偏差量进行分区按比例分摊；最后根据公式(9)得出全网所有水力发电厂的最新发电出力计划值；

其中，

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂所承担的超短期调度电力偏差量；

表示在相关约束条件下，同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂最大可调用发电出力值；

表示同区可调用发电梯队内所有水力发电厂的最大总发电出力值，由公式(8)计算可得；

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂日前调度发电出力计划值；

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂最新发电出力计划值，N_j表示第j个区内可调用水力发电厂梯队内发电厂的数量，m表示分区数量。

6.根据权利要求1所述的计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统，其特征在于，电力偏差分摊后结果校验模块(6)依据电力系统安全稳定导则和数据获取模块(1)从电网运行控制系统中获取的实时电网网架结构得出的实时电网断面控制集合、各发电厂机组开机和停机要求，以及相应发电厂出力区间要求的安全稳定运行约束条件，结合潮流计算结果，对全网所有发电厂的最新发电出力计划值进行校验；当满足安全稳定运行约束条件时，校验通过；当不满足安全稳定运行约束条件时，校验不通过；

若校验不通过，其具体操作步骤为：

1)将与越限断面集合灵敏度高的相关发电厂的最大发电出力调整为原发电出力值的a₆％；a₆>0；

2)调整不满足发电厂内机组开机或停机要求的发电厂的开机和停机台数；

3)将超出发电厂发电出力区间要求的发电厂的发电出力区间调整到所要求的发电出力区间内；然后返回到约束条件下可调用水力发电厂出力区间计算模块(4)，重新进行计算，直到校验通过或计算次数超过a₇次。

7.根据权利要求1所述的计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统，其特征在于，包括电力偏差分摊结果下发模块(7)，该模块用于将通过电力偏差分摊后结果校验模块(6)校验的全网所有发电厂的最新发电出力计划值发送到电网运行控制系统计划值模块中，作为实时调度的发电出力计划文件下发给相应的发电厂，并在电网运行控制系统中显示出最新的全网所有发电厂的发电出力计划。

8.一种计及水电流域梯级调度的发电自驾驶方法，采用权利要求1～7所述的计及水电流域梯级调度的发电自驾驶系统，其特征在于，包括如下步骤：

步骤(1)，首先，根据全网所有水力发电厂的预测来水量和计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量，利用公式(1)计算出全网各水力发电厂发电可用水量；将发电可用水量大于零的水力发电厂放入可调用发电梯队内；

其中，t表示第t个时段，即[τ,τ+Δt)，τ表示第τ时刻，τ+Δt表示第τ+1时刻，Δt表示每个时段的时间长度；Qⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂的发电可用水量，

表示t时段内第i个水力发电厂的预测来水量，

表示t时段内第i个水力发电厂计及水库的蓄流或泄流需求下的可用水量，N表示水力发电厂的数量；

随后，根据全网各水力发电厂发电可用水量和计划发电耗水量，利用公式(2)计算出发电可用净水量；将发电可用净水量大于等于零的水力发电厂归入正梯队内，用于承担为正值的实时电力偏差量；将发电可用净水量小于零的水力发电厂归入负梯队内，用于承担为负值的实时电力偏差量；若全网所有水力发电厂的发电可用净水量均小于零，则按发电可用净水量绝对值从小到大对全网所有水力发电厂进行排序，将前a₁％的水力发电厂归入正梯队内，剩下的水力发电厂归入负梯队内；若全网所有水力发电厂的发电可用净水量均大于等于零，则按发电可用净水量从小到大对全网所有水力发电厂进行排序，将前a₂％的水力发电厂归入负梯队内，剩下的水力发电厂归入正梯队内；a₁>0，a₂>0；

其中，

表示t时段内第i个水力发电厂的计划发电耗水量，ΔQⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂发电可用净水量；

同时，基于各水力发电厂的发电可用净水量，依据发电可用净水量绝对值越大优先级越高的原则，在正梯队内和负梯队内分别对可调用水力发电厂的优先级进行分区；

即：发电可用净水量绝对值排名前b₁名的水力发电厂为一区发电厂；发电可用净水量绝对值排名第b₁+1名至第b₂名的水力发电厂为二区发电厂；发电可用净水量绝对值排名第b₂+1名至第b₃名的水力发电厂为三区发电厂；依次类推，发电可用净水量绝对值排名第b_m-1+1名至第b名的水力发电厂为m区发电厂；即将可调用梯队内水力发电厂分为m个区，其中，一区优先级最高，m区优先级最低，b为正梯队或者负梯队内所有可调用水力发电厂的数量；并且，0<b₁<b₂<b₃<…<b_m-1<b；

最后，以优化计算单时段内各水力发电厂的实际发电量与计划发电量偏差之和最小为目标，即公式(3)所示；以水力发电厂的水量平衡约束、水库容量约束、下泄流量约束、发电耗水曲线方程、发电出力约束以及梯级水力联系方程为约束条件，即公式(4)所示；计算出全网所有水力发电厂的发电出力值，并将该发电出力值的±a₃％作为偏差量a₃>0，得出全网所有水力发电厂的可调用发电出力区间；最终得到可调用水力发电厂的调用梯队顺序及其可调用的发电出力区间；

其中，αⁱ表示第i个水力发电厂的发电出力系数，hⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂平均水头，Eⁱ(t)表示t时段内第i个水力发电厂的计划发电量，

表示t时段内第i个水力发电厂的平均入库水量，

表示t时段内第i个水力发电厂的平均出库水量，Vⁱ(τ)表示τ时刻第i个水力发电厂的水库内水量，Vⁱ 和

分别表示第i个水力发电厂的水库最小和最大库容量，Qⁱ 和

分别表示第i个水力发电厂的最小和最大出库水流量，Pⁱ 和

分别为第i个水力发电厂的最小和最大发电出力，

表示τ时刻第i+1个水力发电厂和第i个水力发电厂之间的区间来水入库流量，

表示τ-β_i,i+1时刻第i+1个水力发电厂的出库水量，

表示τ时刻第i个水力发电厂的入库水量，

表示τ时刻第i个水力发电厂的出库水量，第i+1个水力发电厂是第i个水力发电厂的上流水力发电厂，β_i,i+1表示第i+1个水力发电厂出库水流流入第i个水力发电厂的时间常数；

步骤(2)，根据公式(5)计算出超短期的发电需求量与日前发电计划量之间的电力偏差；

ΔP_error＝D+P_L+P_Non-P_G-P_Re (5)

其中，P_G表示下一时刻网内所有发电机组的日前发电出力计划值，P_Re表示下一时刻的超短期新能源发电厂发电出力预测值，D表示下一时刻的超短期负荷需求预测值，P_L表示下一时刻的电网联络线输送功率计划值，P_Non为下一时刻计划外开机和停机导致的全网各发电厂发电出力变化量；

步骤(3)，利用公式(6)计算出全网内所有水力发电厂按最大可调用发电出力调整后输电线路的输送功率；

其中，L^j(τ)表示τ时刻所有水力发电厂按最大可调用发电出力调整后的第j条输电通道的输送功率，

表示τ时刻水力发电厂发电出力调整前的第j条输电通道的输送功率，S_ij表示第i个水力发电厂发电出力调整后对第j条输电通道的输送功率的灵敏度，

表示τ时刻第i个水力发电厂的最大可调用发电出力，Pⁱ(τ)表示τ时刻第i个水力发电厂的调整前计划发电出力；

然后找出导致输电通道输送能力越限的水力发电厂，对水力发电厂可调用的发电出力区间的上下限进行调整，其具体调整步骤为：首先，按灵敏度由大到小将所有相关水力发电厂进行排序；然后，将前a₄个水力发电厂的发电出力上限减小a₅％；再次根据公式(6)计算出电网内所有输电线路调整后的输送功率；重复以上步骤，直到所有输电线路调整后的输送功率均不越限为止；最终得出可调用梯队内水力发电厂的实际发电出力区间和最大值；a₄>0；a₅>0；

步骤(4)，根据公式(7)首先在优先级最高的单元内分摊超短期电力偏差量；若该单元水力发电厂无法完全承担所有的超短期电力偏差量，则将无法承担的超短期电力偏差量部分在优先级低一级单元内进行分摊；以此类推，根据分区后各水力发电厂的优先级信息，对超短期电力偏差量进行分区按比例分摊；最后根据公式(9)得出全网所有水力发电厂的最新发电出力计划值；

其中，

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂所承担的超短期调度电力偏差量；

表示在相关约束条件下，同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂最大可调用发电出力值；

表示同区可调用发电梯队内所有水力发电厂的最大总发电出力值，由公式(8)计算可得；

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂日前调度发电出力计划值；

表示同区可调用发电梯队内第i个水力发电厂最新发电出力计划值，N_j表示第j个区内可调用水力发电厂梯队内发电厂的数量，m表示分区数量；

步骤(5)，依据电力系统安全稳定导则和从电网运行控制系统中获取的实时电网网架结构得出的实时电网断面控制集合、各发电厂机组开机和停机要求，以及相应发电厂出力区间要求的安全稳定运行约束条件，结合潮流计算结果，对全网所有发电厂的最新发电出力计划值进行校验；当满足安全稳定运行约束条件时，校验通过；当不满足安全稳定运行约束条件时，校验不通过；

若校验不通过，其具体操作步骤为：

1)将与越限断面集合灵敏度高的相关发电厂的最大发电出力调整为原发电出力值的a₆％；a₆>0；

2)调整不满足发电厂内机组开机或停机要求的发电厂的开机和停机台数；

3)将超出发电厂发电出力区间要求的发电厂的发电出力区间调整到所要求的发电出力区间内；然后返回到约束条件下可调用水力发电厂出力区间计算模块(4)，重新进行计算，直到校验通过或计算次数超过a₇次；

步骤(6)，将通过校验的全网所有发电厂的最新发电出力计划值发送到电网运行控制系统计划值模块中，作为实时调度的发电出力计划文件下发给相应的发电厂，并在电网运行控制系统中显示出最新的全网所有发电厂的发电出力计划。

9.一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现如权利要求8所述计及水电流域梯级调度的发电自驾驶方法的步骤。

10.一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该计算机程序被处理器执行时实现如权利要求8所述计及水电流域梯级调度的发电自驾驶方法的步骤。

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