CN113452090B - 一种水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，将发电类型相近的机组归为一个电源单元进行调节，通过多能互补电源集控中心对参与构成互补集成电源的常规电源、储能电源、新能源电源进行协调控制；所述互补集成电源集控中心设置有综合控制模块，其为满足参与电源的不同组合方式设有包括常规电源+储能电源互补集成单元、新能源+储能电源互补集成单元、常规电源+新能源互补集成单元、常规电源+新能源+储能电源互补集成单元在内的二级控制模块。本发明是对各种类型电源调节机制的有机结合，利用调节性能较好的电源对调节性能较差的电源或没有调节能力的电源进行补偿调节，以提高互补集成电源的有功功率总体调节性能。

Description

一种水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法

技术领域

本发明属于电力系统自动化控制技术领域，涉及一种水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法。

背景技术

随着“四个革命、一个合作”能源新战略的实施，中国电网中新能源的比重不断增加，但是以光伏发电和风力发电为主要组成的新能源电站“靠天吃饭”，发电能力强烈依赖于不可调节、不可储存的气象资源，具有强烈的随机性和波动性特征，严重威胁电网安全，尤其是风电，由于其发电峰谷与用电峰谷完全相反的逆调峰特性，在部分场合甚至被喻为“垃圾电”。

同时以常规水电站、火电站为代表的常规电源仍然占据了并网电源的主要比例，常规电源以煤炭、天然气的燃烧热能和水力势能作为发电机的原动力来源，从而与新能源相比具有了良好的可调节性和可存储性(依赖于存煤量、储气量或水库容量)，是截止目前为止电力系统的核心支撑电源，但是由于调节机制的不同，水、火电在一次调频和二次调频的调节过程中依然具有明显的性能差异，综合表现为水电二次调频的调节性能显著优于火电，而一次调频的调节性能则显著劣于火电。在这种调节性能差异的支配下，加之近年来异步联网电网建设工作的大力推进，以及水火电地理位置分布的不均衡性，产生了以云南电网为代表的若干水电富集电网，以及以广东等电网为代表的若干火电富集电网，其中水电富集电网的一次调频资源紧缺，而火电富集电网的二次调频资源紧缺，均在不同程度上削弱了电网电力消费与供给的动态平衡能力，使电网频率稳定性问题凸显，带来了一定的安全隐患。同时与新能源电源相比，常规电源受地理位置(水电站对河道流量、水位落差的要求，火电站对煤炭存储和运输的要求)和安全因素(机组运行时处于高温、高压、高转速状态)的严重制约，难以打破目前发电电源主要以发电站形式存在的集中布置方式，无法实现具有更高供电灵活性、更适应特殊场合供电需求、更有助于减少电网投资、更有利于降低输电损耗和提高能源利用率的分布式供电方式。

与以上所述的常规电源和新能源电源不同，储能电源则不具备生产电力(即独立发电)的能力，而是依赖电池存储系统以及通过对电池存储系统的充放电控制，在常规电源和新能源电源之外，为电力系统提供额外的电力存储和双向(充、放电)调节能力。虽然无法进行电力生产，但得益于其机制和特性，储能电源在有功功率的调节延时、调节速率、调节精度等方面相比常规电源和新能源电源具有无法比拟的技术优势，可以同时胜任电力系统一次调频、二次调频的调节要求，极大增强电力系统消费与供给的动态平衡能力，因此虽然受限于化学电池技术短板带来的成本投资、使用寿命、占地面积等问题，储能电源调频项目在近几年来仍然呈现出蓬勃发展的局面。

将新能源与常规电源作为一个有机整体，针对电力系统消费与供给的动态平衡执行电力调节任务，通常采用“新能源+水电”或“新能源+火电”的实施方式。与单一的新能源电源或单一的常规电源相比，其优点是具有与常规电源规模相当的调节能力，同时在日照、风力充沛的情况下，可以相应降低常规电源的有功功率输出，实现储水、省煤的节能目标，但其局限性在于，“新能源+常规电源”互补集成电源同样具有常规电源在频率调节方面的痼疾，即“新能源+水电”与水电同样具有一次调频的性能劣势，而“新能源+火电”与火电同样具有二次调频的性能劣势，并且由于常规电源(无论水电、火电)固有的有功功率调节延时的存在，“新能源+常规能源”仅能在一定程度上抑制而无法解决新能源电源的输出功率随机涨落问题，极端情况下，当新能源电源的输出功率发生近似简谐波的振荡时，常规电源甚至可能因为调节延时而发生有功功率的谐振调节，从而加剧“新能源+常规能源”互补集成电源的整体输出功率振荡。

相对于单一类型电源，多能互补集成电源具有无可比拟的综合技术优势，特别是对于新能源电源而言，为新能源电源配比建设储能电源正逐步从鼓励性政策转向强制性政策。但由于各种类型电源的调节机制、发电特性均不相同，必然造成多能互补集成电源相比单一类型的电源，在控制策略上特别是有功功率的控制策略上，产生了很多亟需解决的新问题。于是互补集成电源的有功功率联合调节就在实践上和理论上同时成为了一个热点问题，近几年来针对其进行研究的论文和专利不胜枚举，产生了较多成果，但综合来看，互补集成电源的有功功率联合调节仍然存在以下问题有待解决：

对储能电源参与一次调频的研究较多，对储能电源参与二次调频的研究较少，更遑论同时涉及储能调频参与一次调频和二次调频的控制策略研究，其问题是忽略了一次调频和二次调频都是以电网的电力消费和供给的动态平衡为目的，是针对电源输出有功功率进行的调节，是不可分割的整体。考虑到在水电行业，一次调频和二次调频的叠加和冲突曾是一个困扰多年的问题，并且该问题目前绝大部分水电站(单一类型常规电源)在实践上尚未完全解决，在储能调频这一较新的技术和应用领域分别对一次调频和二次调频单独进行研究，并指望二者的研究成果自然而然的结合起来，无疑是不现实的。

针对将储能电源电池的荷电状态(state of charge，SOC)引入有功功率控制策略进行了一定研究，但总体仍然依赖于电力供给与消费在宏观上的平衡性，如果电网电力供给与消费在宏观上发生失衡，则储能电源仍将因为长期处于放电或充电状态而失去有效调节能力。

很大一部分对于互补集成电源的研究都是从电网侧角度出发，却忽略了电网对于电源或发电站的控制最多涉及到有功功率设定值环节，而在互补集成电源中，储能电源对于常规电源和新能源的动态补偿，以及常规电源对于新能源的动态补偿，几乎都是针对补偿对象有功功率实发值的反向调节。再考虑到一次调频作为发电侧分布式控制功能更是电网所无法直接控制的环节，因此本问题更偏向于是发电侧。

部分研究成果在控制策略中引入了过于复杂的策略逻辑和计算公式，却忽略了有功功率控制是一项实时控制功能，对于功能运行的快速性和稳定性有极高要求，且多数实时控制自动化系统无法部署过于复杂或高级的功能，因此极大削弱了这些过于复杂的成果的适用性。

绝大部分研究成果局限于互补集成电源针对一次调频和二次调频指令的主动响应，而忽略了由于新能源电源输出功率涨落而导致的集成电源总输出功率稳定性降低，以及如何被动维持集成电源总输出功率稳定性的问题。

因此，如何将互补集成电源视为一个有机整体，在综合考虑不同类型电源调节特性和控制要求的前提下，保证互补集成电源对于一次调频和二次调频指令的快速、有效、准确响应，以及维持互补集成电源总体输出功率的稳定性，仍是一个有待解决的问题。

发明内容

本发明解决的技术问题在于提供一种水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，包括了多种电源类型，并对组成互补集成电源的不同类型电源进行有功功率协调控制，同时保证互补集成电源总体输出功率的稳定性。

本发明是通过以下技术方案来实现：

一种水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，将发电类型相近的机组归为一个电源单元进行调节，通过多能互补电源集控中心对参与构成互补集成电源的常规电源、储能电源、新能源电源进行协调控制；

所述互补集成电源集控中心设置有综合控制模块，以及常规电源单元、储能电源单元和新能源单元；综合控制模块为满足参与电源的不同组合方式设有包括常规电源+储能电源互补集成单元、新能源+储能电源互补集成单元、常规电源+新能源互补集成单元、常规电源+新能源+储能电源互补集成单元在内的二级控制模块；

所述常规电源+储能电源互补集成单元，将充放电修正功率引入常规电源单元、储能电源单元的单元有功功率目标值进行分配；以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求，以及储能电源电池的充放电要求；

所述新能源+储能电源互补集成单元，基于将新能源的一次调频任务转嫁到储能电源对储能电源单元的单元有功功率目标值进行分配，并生成新能源电源机组的开停机操作建议；以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求，以及储能电源电池的充放电要求；

所述常规电源+新能源互补集成单元，基于将新能源的一次调频任务转嫁到常规电源对常规电源单元的单元有功功率目标值进行分配，对常规电源单元的一次调频调节系数进行设置；基于新能源电源单元有功功率波动范围与互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，生成对新能源机组的开停机操作建议；以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求；

所述常规电源+新能源+储能电源互补集成单元，基于将新能源的一次调频任务转嫁到常规电源和储能电源，并引入充放电修正功率，由常规电源单元纠正新能源电源单元有功功率实发值的偏差及对储能电源单元充电，储能电源单元维持互补集成电源总有功功率实发值稳定；对常规电源单元和储能电源单元的单元有功功率目标值进行分配，对常规电源单元的一次调频调节系数进行设置，生成新能源电源机组的开停机操作建议；以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求，以及储能电源电池的充放电要求；

所述常规电源单元，其依据包括水力、火力在内的常规电源的基本参数得到常规电源控制中间参数并发给综合控制模块；根据接收到的单元有功功率目标值、一次调频调节系数进行常规电源单元级AGC分配和机组有功功率闭环调节；

所述储能电源单元，其依据储能电源的基本参数得到储能电源控制中间参数并发给综合控制模块；根据接收到的单元有功功率目标值进行储能电源的单元级AGC分配和机组有功功率闭环调节；

所述新能源单元，其依据包括风力、光伏发电在内的新能源得到新能源电源控制中间参数并发给综合控制模块；并下发风力、光伏发电机组的开停机操作指令。

所述综合控制模块对常规电源单元的单元有功功率目标值的分配为：常规电源单元的单元有功功率目标值等于互补集成电源总有功功率设定值减去新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，再加上储能电源单元的充放电修正功率；

所述综合控制模块对常规电源单元的一次调频调节系数的设置为：电网下发的常规电源机组一次调频调节系数乘以一次调频缩放系数；所述一次调频缩放系数等于(新能源电源单元有功功率额定容量+常规电源单元有功功率额定容量)÷常规电源单元有功功率额定容量；

所述综合控制模块对储能电源单元的单元有功功率目标值的分配为：将互补集成电源总有功功率设定值加上常规电源单元的单元一次调频修正量，然后减去新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量，再减去常规电源单元的单元有功功率实发值，得到有功功率总调节偏差；储能电源单元的单元有功功率目标值依据有功功率总调节偏差按固定周期进行更新；

所述储能电源单元的充放电修正功率，是储能电源单元依据各储能机组电池电量状态、电池容量、充放电系数，按周期对充放电修正功率进行更新；

所述新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量、及其滤波值，是基于新能源电源单元的单元有功功率实发值、新能源电源单元的出力死区按固定周期更新；

所述综合控制模块根据新能源电源单元与互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，结合当前的新能源电源单元的开停机序列以及与开停机序列分别对应的有功功率可能波动范围序列，生成对新能源电源机组的开停机操作建议；

所述不匹配度量化值，是综合控制模块根据新能源电源单元的有功功率可能波动范围、互补集成电源总有功功率设定值、常规电源单元的单元联合运行区得到。

进一步的，若常规电源单元同时含有水电机组和火电机组时，综合控制模块基于火电机组的有功功率分配值、一次调频修正量获取二次调频动态调节偏差，在分派单机有功功率时由水电机组对火电机组的二次调频性能进行动态补偿；

若互补集成电源包含常规电源，则将常规电源作为储能电源电池的充放电来源，常规电源单元的单元有功功率目标值增加储能电源单元的充放电修正功率；

若互补集成电源不含常规电源，则将电网作为储能电源电池的充放电来源，储能电源单元的单元有功功率目标值依据新能源电源单元的有功功率出力偏差、储能电源单元的充放电修正功率按固定周期进行更新。

与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：

本发明是对各种类型电源调节机制具有充分理解的基础上做有机结合；本发明通过互补集成电源综合控制模块将单元有功功率目标值作为常规电源单元、储能电源单元的调节对象和阐述分界点，从而能够容易的将三种电源类型进行功能块划分，进而可以方便的对功能块的不同组合情况进行机制分析和控制，保证了方法的系统性、清晰性和条理性。

本发明根据不同类型电源的调节性能差异，在设计不同类型互补集成电源的有功功率控制时，使用常规电源对新能源电源进行补偿调节、储能电源对常规电源和新能源电源单元进行补偿调节、常规电源中的水电机组对火电机组进行补偿调节，总体原则是利用调节性能较好的电源对调节性能较差的电源或没有调节能力的电源进行补偿调节，以提高互补集成电源的有功功率总体调节性能；并设计了不同的功率补偿控制策略，以新能源电源的一次调频任务转嫁为例，对于常规电源是通过放大一次调频调节量的方式承担了新能源电源的一次调频任务，对于储能电源则是将新能源电源的一次调频目标调节量以单机有功功率设定值的方式分配到各储能机组。

本发明对一次调频和二次调频进行了总体考虑，对于同时具备一次调频和二次调频功能的常规电源，采取了防止两者之间产生调节冲突的控制逻辑；对于不具备一次调频功能但又因为作为发电电源而必须承担一次调频义务的新能源电源，采取了将其一次调频任务转嫁到常规电源和储能电源的控制策略；同时考虑到常规电源中水电机组一次调频性能较差的问题，在设计储能电源对常规电源的补偿调节策略时，也将常规电源的一次调频目标调节量一并纳入了补偿目标；

本发明针对各种类型电源调节由于延时、精度等问题而造成的调节过程和调节结果的非理想性，在有功功率控制策略中大量引入了运算死区和缩放系数等参数，其目的是抑制控制策略的整体敏感性，以防止计算频率过高、调节目标频繁变化、过度补偿等问题。

本发明将新兴的储能电源，尤其是储能电源电池的浅充浅放问题作为关注重点，一方面将储能电源各机组电池状态作为参数引入储能机组的调节系数计算，另一方面设计了防止各储能机组调节系数剧烈变化的控制策略，以同时兼顾各机组电池状态均衡的需求和调节过程中有功功率动态稳定性的需求；在对电池的充放电策略进行设计时，如果互补集成电源包含常规电源，则通过将充放电修正功率引入常规电源单元有功功率目标值的方式，使常规电源作为储能电源电池的充放电来源，否则通过将充放电修正功率引入储能电源单元有功功率目标值的方式，以电网可忍受程度内的集成电源总体出力误差为代价，将电网作为储能电源电池的充放电来源。

本发明于常规电源、储能电源、新能源电源的不同特性，对“常规电源+储能电源”、“常规电源+新能源电源”、“新能源电源+储能电源”、“常规电源+新能源电源+储能电源”四种不同类型集成电源的有功功率控制逻辑进行了全面阐述，具有广泛的适用性和覆盖面。其中，通过在“常规电源+新能源+储能电源”互补集成电源中引入新能源电源单元有功功率实发值参与计算量滤波值的方法，降低了常规电源对于新能源电源单元有功功率随机涨落的敏感性，从而能够将维持互补集成电源总有功功率实发值稳定性的任务完全交由储能电源承担，常规电源只负责纠正新能源电源单元有功功率实发值的大幅度偏差，以及负责执行对储能电源电池的充放电任务。

附图说明

图1为本发明的水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法的主流程图；

图2为本发明的寻找常规电源单元运行操作建议的逻辑示意图；

图3为本发明的常规电源单元水电对火电动态补偿的仿真建模图；

图4-1为本发明的常规电源单元动态补偿的效果图；

图4-2为常规电源单元单独调节的调节效果图；

图5-1为本发明将一次调频引入有功闭环调节的仿真建模示意图；

图5-2为本发明将一次调频引入有功闭环调节的调节效果图；

图6为本发明的储能电源单元计算和控制逻辑框架图；

图7为本发明的计算储能电源单元各储能机组的调节系数的逻辑流程图；

图8为本发明的各储能机组的向上调节和向下调节的生效阈值参数随电池荷电状态容量比例变化的关系示意图；

图9为本发明的“常规电源+储能电源”互补集成电源的仿真建模图之一；

图10为本发明的“常规电源+储能电源”互补集成电源中常规电源单元的调节效果图；

图11为本发明的互补集成电源中储能电源单元有功功率目标值的死区处理逻辑示意图；

图12为本发明的“常规电源+储能电源”互补集成电源和储能单元的调节效果图；

图13为本发明的“常规电源+储能电源”互补集成电源的仿真建模图之二；

图14为本发明的“常规电源+储能电源”互补集成电源仿真建模之二的调节效果图；

图15为本发明的“新能源+储能电源”互补集成电源的仿真建模图之一；

图16为本发明的“新能源+储能电源”互补集成电源中寻找对新能源机组进行开停机操作建议的逻辑示意图；

图17为本发明的“新能源+储能电源”互补集成电源的调节效果图；

图18为本发明的“新能源+储能电源”互补集成电源的仿真建模图之二；

图19为本发明的“新能源+储能电源”互补集成电源仿真建模图之二的调节效果图；

图20为本发明的“常规电源+新能源”互补集成电源的仿真建模图；

图21为本发明的“常规电源+新能源”互补集成电源中寻找对新能源机组进行开停机操作建议的逻辑示意图；

图22为本发明的“常规电源+新能源”互补集成电源的调节效果图；

图23为本发明的“常规电源+新能源+储能电源”互补集成电源的仿真建模图；

图24为本发明的“常规电源+新能源+储能电源”互补集成电源的调节效果图；

图25为本发明的“常规电源+新能源+储能电源”互补集成电源的仿真建模图之二；

图26为本发明的“常规电源+新能源+储能电源”互补集成电源仿真建模图之二的调节效果图。

具体实施方式

下面结合实施例和附图对本发明做详细描述，所述是对本发明的解释而不是限定。

如图1所示，本发明提供的水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，将发电类型相近的机组归为一个电源单元进行调节，通过多能互补电源集控中心对参与构成互补集成电源的常规电源、储能电源、新能源电源进行协调控制；

所述互补集成电源集控中心设置有综合控制模块，以及常规电源单元、储能电源单元和新能源单元；综合控制模块为满足参与电源的不同组合方式设有包括常规电源+储能电源互补集成单元、新能源+储能电源互补集成单元、常规电源+新能源互补集成单元、常规电源+新能源+储能电源互补集成单元在内的二级控制模块；

所述常规电源+储能电源互补集成单元，将充放电修正功率引入常规电源单元、储能电源单元的单元有功功率目标值进行分配；以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求，以及储能电源电池的充放电要求；

所述新能源+储能电源互补集成单元，基于将新能源的一次调频任务转嫁到储能电源对储能电源单元的单元有功功率目标值进行分配，并生成新能源电源机组的开停机操作建议；以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求，以及储能电源电池的充放电要求；

所述常规电源+新能源互补集成单元，基于将新能源的一次调频任务转嫁到常规电源对常规电源单元的单元有功功率目标值进行分配，对常规电源单元的一次调频调节系数进行设置；基于新能源电源单元有功功率波动范围与互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，生成对新能源机组的开停机操作建议；以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求；

所述常规电源+新能源+储能电源互补集成单元，基于将新能源的一次调频任务转嫁到常规电源和储能电源，并引入充放电修正功率，由常规电源单元纠正新能源电源单元有功功率实发值的偏差及对储能电源单元充电，储能电源单元维持互补集成电源总有功功率实发值稳定；对常规电源单元和储能电源单元的单元有功功率目标值进行分配，对常规电源单元的一次调频调节系数进行设置，生成新能源电源机组的开停机操作建议；以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求，以及储能电源电池的充放电要求；

所述常规电源单元，其依据包括水力、火力在内的常规电源的基本参数得到常规电源控制中间参数并发给综合控制模块；根据接收到的单元有功功率目标值、一次调频调节系数进行常规电源单元级AGC分配和机组有功功率闭环调节；

所述储能电源单元，其依据储能电源的基本参数得到储能电源控制中间参数并发给综合控制模块；根据接收到的单元有功功率目标值进行储能电源的单元级AGC分配和机组有功功率闭环调节；

所述新能源单元，其依据包括风力、光伏发电在内的新能源得到新能源电源控制中间参数并发给综合控制模块；并下发风力、光伏发电机组的开停机操作指令。

进一步的，所述综合控制模块对常规电源单元的单元有功功率目标值的分配为：常规电源单元的单元有功功率目标值等于互补集成电源总有功功率设定值减去新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，再加上储能电源单元的充放电修正功率；

所述综合控制模块对常规电源单元的一次调频调节系数的设置为：电网下发的常规电源机组一次调频调节系数乘以一次调频缩放系数；所述一次调频缩放系数等于(新能源电源单元有功功率额定容量+常规电源单元有功功率额定容量)÷常规电源单元有功功率额定容量；

所述综合控制模块对储能电源单元的单元有功功率目标值的分配为：将互补集成电源总有功功率设定值加上常规电源单元的单元一次调频修正量，然后减去新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量，再减去常规电源单元的单元有功功率实发值，得到有功功率总调节偏差；储能电源单元的单元有功功率目标值依据有功功率总调节偏差按固定周期进行更新；

所述储能电源单元的充放电修正功率，是储能电源单元依据各储能机组电池电量状态、电池容量、充放电系数，按周期对充放电修正功率进行更新；

所述新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量、及其滤波值，是基于新能源电源单元的单元有功功率实发值、新能源电源单元的出力死区按固定周期更新；

所述综合控制模块根据新能源电源单元与互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，结合当前的新能源电源单元的开停机序列以及与开停机序列分别对应的有功功率可能波动范围序列，生成对新能源电源机组的开停机操作建议；

所述不匹配度量化值，是综合控制模块根据新能源电源单元的有功功率可能波动范围、互补集成电源总有功功率设定值、常规电源单元的单元联合运行区得到。

进一步的，若常规电源单元同时含有水电机组和火电机组时，综合控制模块基于火电机组的有功功率分配值、一次调频修正量获取二次调频动态调节偏差，在分派单机有功功率时由水电机组对火电机组的二次调频性能进行动态补偿；

若互补集成电源包含常规电源，则将常规电源作为储能电源电池的充放电来源，常规电源单元的单元有功功率目标值增加储能电源单元的充放电修正功率；

若互补集成电源不含常规电源，则将电网作为储能电源电池的充放电来源，储能电源单元的单元有功功率目标值依据新能源电源单元的有功功率出力偏差、储能电源单元的充放电修正功率按固定周期进行更新。

下面对各个步骤和各单元、组合方式分别进行说明。

S1000)综合控制模块需要获取的参数：

S1100)设置互补集成电源的综合控制模块的输入参数：

S1110)一般输入参数，包括：

S1111)互补集成电源总有功功率设定值，可能来源于调度二次调频指令(总体级AGC设定源为调度时)、调度计划曲线(总体级AGC设定源为曲线功能模块或总体级AGC投曲线模式时)、电站运行人员根据调度指令的手动设定值(总体级AGC设定源为现地时)等，虽然来源不同，但其目的都是为了保持或恢复电网电力消费与供给的动态平衡；

S1112)各类型电源单元的单元有功功率额定容量，分别来源于各类型电源单元，其中常规电源和新能源电源的单元有功功率额定容量等于该电源单元正在发电的机组的单机有功功率额定容量的总和，储能电源的单元有功功率额定容量则由储能电源单元根据各储能机组的额定容量和电池状态计算得出；

S1113)各类型电源单元的单元有功功率实发值，分别来源于各类型电源单元，等于该单元各机组单机有功功率实发值的总和；

S1114)常规电源单元和储能电源单元的单元有功功率调节死区，分别来源于常规电源单元和储能电源单元，等于该电源单元正在发电的机组的单机有功功率调节死区的总和；

S1115)常规电源单元和新能源电源单元的单元一次调频目标调节量，分别来源于常规电源单元和新能源电源单元，等于该电源单元正在发电的机组的单机一次调频目标调节量的总和。

S1120)来源于常规电源单元的输入参数，包括：

S1121)常规电源单元的单元联合运行区，根据常规电源单元各发电机组的单机运行区计算得出；

S1122)常规电源单元的单元一次调频实际调节量，等于该电源单元各机组的单机一次调频实际调节量的总和；

S1123)常规电源单元的单元一次调频修正量，当常规电源单元的单元一次调频实际调节量可以取得时，即常规电源单元各机组的一次调频实际调节量可以测量时，常规电源单元的单元一次调频修正量等于常规电源单元的单元一次调频实际调节量，否则等于S1115所述常规电源单元的单元一次调频目标调节量。

S1130)储能电源单元的充放电修正功率，由储能电源单元根据各储能机组电池荷电状态、充放电系数按固定周期更新；

S1140)来源于新能源电源单元的输入参数，包括：

S1141)新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量，由新能源电源单元根据单元有功功率实发值和各新能源机组出力死区计算得出；

S1142)新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，由新能源电源单元根据单元有功功率实发值和各新能源机组出力死区计算得出；

S1143)新能源电源单元的有功功率可能波动范围，是对未来一定时间内新能源电源单元有功功率波动范围的预测；

S1144)新能源电源单元的开机序列和停机序列，用于生成针对新能源机组的开停机操作建议；

S1145)与S1144所述新能源电源单元开机序列和停机序列分别对应的有功功率可能波动范围序列，用于生成针对新能源机组的开停机操作建议。

S1200)综合控制模块的主要功能，包括：

S1210)单元有功功率目标值分配：对常规电源单元和储能电源单元的单元有功功率目标值进行计算，并将单元有功功率目标值分配至常规电源单元和储能电源单元；

S1220)新能源电源单元一次调频转嫁，对常规电源单元各发电机组执行一次调频时的调节量进行干预，以将新能源电源单元的一次调频任务全部转嫁至常规电源单元；

S1230)新能源机组开停机操作建议，生成供运行人员参考的针对新能源机组的开停机操作建议，以使原本不可行的互补集成电源总有功功率设定值变得可行。

S1300)综合控制模块的输出参数，包括：

S1310)常规电源单元和储能电源单元的单元有功功率目标值，分别发送至常规电源单元和储能电源单元，作为该电源单元进行单元级AGC分配和有功功率闭环调节的依据；

S1320)常规电源单元一次调频调节系数，发送至常规电源单元，是常规电源机组执行一次调频的计算参数。

S2000)下面给出常规电源单元的运行，主要进行常规电源的单元级AGC分配和机组有功功率闭环调节，参与生成常规电源机组的运行操作建议，以及计算供综合控制模块使用的各项中间参数；包括：

S2100)确定常规电源单元的机组类型，包括：

S2110)按照动力能源和调节机制划分的水电机组和火电机组；

S2120)按照机组状态不同划分的发电机组和非发电机组，其中非发电机组包括处于停机态、空转态、空载态和不定态的机组，不定态机组是指由于设备故障、测点采集异常、或机组处于两种确定状态之间的过渡转换期，而不处于开机、停机、空转、空载任何一种确定状态的机组；

S2130)按照机组有功功率调节受控状态的不同，将发电机组进一步划分的，包括：

S2131)单机开环机组，即机组的单机有功功率实发值不受任何来源调节的机组；

S2132)单机闭环机组，即机组的单机有功功率实发值根据单机有功功率设定值或执行值进行闭环调节，使机组的单机有功功率实发值不断趋向于单机有功功率设定值或执行值，并最终稳定在单机有功功率设定值或执行值调节死区范围内的机组；

S2133)投入AGC的机组，即单机闭环，且机组单机有功功率设定值由单元级AGC分配及设定的机组；

S2134)未投入AGC的机组，即除了投入AGC机组之外的发电机组，包括单机开环机组，以及单机闭环但单机有功功率设定值不接受单元级AGC分配及设定的机组。

用集合方法表示以上关系：1)发电机组＝单机开环机组∪单机闭环机组；2)单机闭环机组

投入AGC的机组；3)单机开环机组

未投入AGC的机组；4)发电机组＝投入AGC的机组∪未投入AGC的机组。

S2200)建立投入AGC各机组的组合出力模型，并计算联合运行区、联合建议运行区、联合限制运行区，包括：

S2210)确定投入AGC各机组的单机建议运行区、单机限制运行区、单机禁止运行区、单机运行区，以额定容量为600MW的某台机组为例，包括：

S2211)单机禁止运行区，是指当机组的单机有功功率实发值处于其间(单机禁止运行区上限和下限之间)时，机组效率极低或振动巨大，会对运行效益或机组安全产生严重不良影响，因此禁止将机组的单机有功功率设定值设置在其间的负荷区域，对于机组的单机有功功率实发值则是允许穿越或经过单机禁止运行区，但不允许驻留或长期处于单机禁止运行区，实施例假设该额定容量600MW机组的单机禁止运行区为0～100MW和350～400MW；

S2212)单机建议运行区，是指当机组的单机有功功率实发值处于其间(单机建议运行区上限和下限之间)时，机组运行效率高且运行平稳的负荷区域，在条件允许的情况下，机组的单机有功功率设定值均应优先设置在单机建议运行区内，实施例假设该额定容量600MW机组的单机建议运行区为400～600MW；

S2213)单机限制运行区，是指当机组的单机有功功率实发值处于其间(单机限制运行区上限和下限之间)时，机组运行效率较低或有一定振动，会对运行效益或机组安全产生一定不良影响的负荷区域，虽然一般不建议将机组的单机有功功率设定值设定在单机限制运行区内，但是当给定的所有机组的总有功功率设定值无论如何分配都不能满足所有机组的单机有功功率设定值均处于单机建议运行区内时，也允许机组的单机有功功率设定值设定在单机限制运行区内，根据实施例假设的该机组额定容量和单机禁止运行区、单机建议运行区的范围，该额定容量600MW的机组，单机限制运行区必定为100～350MW；

S2214)单机运行区，S2212所述的单机建议运行区与S2213所述的单机限制运行区统称为单机运行区，根据实施例假设的该机组单机限制运行区、单机建议运行区的范围，该额定容量600MW的机组，单机运行区为100～350MW∪400～600MW；

S2215)常规火电机组的低负荷区域为单机禁止运行区，工况较好火电机组的单机禁止运行区约为额定容量的0～40％，工况较差火电机组的单机禁止运行区约为额定容量的0～50％，火电机组一般不包含单机限制运行区，额定容量扣除单机禁止运行区后的剩余部分均为单机建议运行区；

S2216)常规水电机组的单机限制运行区、单机禁止运行区、单机建议运行区的范围往往随水电站实时水头变化而变化，是机组的常规运行参数，大部分水电机组只有一段禁止运行区，且没有限制运行区，部分高水头巨型水电机组则包含多段或一段禁止运行区，表1为糯扎渡水电站单机禁止运行区、单机限制运行区、单机建议运行区随水头变化的关系表：

表1 糯扎渡水电站机组运行区域与水头关系表

S2220)建立投入AGC的机组的建议组合出力模型，并计算投入AGC机组的联合建议运行区，包括：

S2221)根据各机组单机额定容量、单机禁止运行区范围、单机限制运行区范围、单机建议运行区范围，对投入AGC的机组进行分组，以上参数均相同的机组分为同一组，以糯扎渡水电站为例，假设1、2、7、8号机处于发电状态且投入AGC，则根据表1，1、2号机分为同一组称为甲组，7、8号机分为同一组称为乙组；

S2222)分别针对各组机组，根据各机组出力在各单机建议运行区的分布情况，计算各组机组在各种建议分布方式下的分组建议运行区，包括：根据各组机组的单机建议运行区数量和机组台数，确定各种建议分布方式，然后计算各组机组在每种建议分布方式下的分组建议运行区，以糯扎渡1、2、7、8号机为例，由于甲组和乙组都只有1段单机建议运行区，所以各组机组的分布方式只能为2台机组都处于单机建议运行区，假设水头为204米，则甲组的分组建议运行区为(460,650)×2＝(920,1300)，乙组的分组建议运行区为(430,650)×2＝(860,1300)；

S2223)针对所有投入AGC的机组，根据各组机组处于单机建议运行区的不同分布方式及对应的各组机组的分组建议运行区，计算各组机组处于各种建议分布方式下，并进行不同方式的组合时，所分别对应的投入AGC机组的组合建议运行区，包括：根据S2221的机组分组结果和各组机组处于单机建议运行区的不同分布方式，列举投入AGC的各组机组的如S2222所述的各种建议分布方式的各种组合方式，然后计算投入AGC机组在每种建议分布组合方式下的组合建议运行区，以糯扎渡1、2、7、8号机为例，由于各组机组都只有一种建议分布方式，因此投入AGC机组的建议分布组合方式也只有一种，即所有机组都处于单机建议运行区，对应的投入AGC机组的组合建议运行区则为(920,1300)+(860,1300)＝(1780,2600)；

S2224)对S2223所得的投入AGC机组在所有建议分布组合方式下的组合建议运行区求并集，得出投入AGC机组的联合建议运行区，以糯扎渡1、2、7、8号机为例，由于组合建议运行区只得到(1780,2600)，因此求并集所得联合建议运行区也为(1780,2600)；

S2225)根据S2223所得的投入AGC机组在各种建议分布组合方式下的组合建议运行区，确定投入AGC机组在联合建议运行区内各出力区间下的可用的建议分布组合方式，包括：将S2223所得的每种建议分布组合方式对应的组合建议运行区的上下限进行排序，然后按照排序后的上下限对S2224所得的投入AGC机组的联合建议运行区进行分割，得出多个出力区间，然后将各出力区间与投入AGC机组各种建议分布组合方式所对应的组合建议运行区进行比对，得出各出力区间下的可用建议分布组合方式，以糯扎渡1、2、7、8号机为例，由于组合建议运行区只得到(1780,2600)，联合建议运行区也为(1780,2600)，因此对联合运行区进行分割也只能得到一个出力区间(1780,2600)，可用建议分布组合方式则为甲组2台机组均处于唯一的单机建议运行区的建议分布方式与乙组2台机组均处于唯一的单机建议运行区的建议分布方式的组合。

S2230)建立投入AGC机组的限制组合出力模型，并计算投入AGC机组的联合运行区和联合限制运行区，包括：

S2231)按照S2221所述方式，对投入AGC的机组进行分组，同样以糯扎渡水电站为例，假设1、2、7、8号机处于发电状态且投入AGC，则根据表1，1、2号机分为同一组称为甲组，7、8号机分为同一组称为乙组；

S2232)分别针对各组机组，根据各机组出力在各单机运行区的分布情况，计算各组机组在各种分布方式下的分组运行区，包括：根据各组机组的单机运行区数量和机组台数，确定各种分布方式，然后计算各组机组在每种分布方式下的分组运行区，以糯扎渡1、2、7、8号机为例，假设水头为204米，所得结果如表2所示；

表2 各组机组的分布方式及分组运行区

S2233)针对所有投入AGC的机组，根据各组机组处于单机运行区的不同分布方式及对应的各组机组的分组运行区，计算各组机组处于各种分布方式下，并进行不同方式的组合时，所分别对应的投入AGC机组的组合运行区，包括：根据S2231的机组分组结果和各组机组处于各单机运行区的不同分布方式，列举投入AGC的各组机组的如S2232所述的各种分布方式的各种组合方式，然后计算投入AGC机组在每种分布组合方式下的组合运行区，以糯扎渡1、2、7、8号机为例，假设水头为204米，所得结果如表3所示；

表3 投入AGC机组的分布组合方式及组合运行区

S2234)计算投入AGC机组的联合运行区和联合限制运行区，包括：对S2233所得的投入AGC机组在所有分布组合方式下的组合运行区求并集，得出投入AGC机组的联合运行区，然后从投入AGC机组的联合运行区中扣除S2224所得的联合建议运行区，得出投入AGC机组的联合限制运行区，以糯扎渡1、2、7、8号机为例，假设水头为204米，根据表3，则组合运行区求并集得到联合运行区为(560,1020)∪(850,1390)∪(1140,1760)∪(880,1440)∪(1170,1810)∪(1460,2180)∪(1200,1860)∪(1490,2230)∪(1780,2600)＝(560,2600)，然后从联合运行区(560,2600)中扣除S2224所得的联合建议运行区(1780,2600)得到联合限制运行区(560,1780)，在实际工况中投入AGC机组的联合运行区除了本实施例只包含一段连续区间的情况外，还有可能包含多段连续区间，例如(560,1600)∪(2100,2600)等，一般而言，投入AGC机组数量越少、投入AGC各机组单机禁止运行区相对于单机运行区的比例越大，越可能出现联合运行区由多段连续区间组成的情况。

S2235)根据S2233所得的投入AGC机组在各种分布组合方式下的组合运行区，确定投入AGC机组在联合限制运行区内各出力区间下的可用的限制分布组合方式，包括：将S2233所得的每种分布组合方式对应的组合运行区的上下限进行排序，然后按照排序后的上下限对S2234所得的投入AGC机组的联合限制运行区进行分割，得出多个出力区间，然后将各出力区间与投入AGC机组各种分布组合方式所对应的组合运行区进行比对，得出各出力区间下的可用限制分布组合方式；

S2240)确定各机组当前的单机AGC有功功率分配值，包括：

S2241)对于投入AGC的机组，单机AGC有功功率分配值由单元级AGC分配；

S2242)对于未投入AGC的单机闭环机组，单机AGC有功功率分配值跟踪单机有功功率设定值；

S2243)对于未投入AGC的单机开环机组，单机AGC有功功率分配值跟踪单机有功功率设定值，而单机有功功率设定值则由单机有功功率实发值赋值，即当单机有功功率设定值不等于单机有功功率实发值，且二者之间的差值绝对值大于单机有功功率调节死区时，将单机有功功率实发值写入单机有功功率设定值，该逻辑是为了防止单机开环机组的单机有功功率实发值随机涨落而引起的单元级AGC分配过于频繁的问题。

S2250)将S2224所得投入AGC机组的联合建议运行区加上所有未投入AGC机组的单机AGC有功功率分配值，得到常规电源的单元联合建议运行区，为常规电源单元的有功功率自动化控制提供参考，以糯扎渡电站为例，假如除1、2、7、8号外，只有3号机发电且未投入AGC控制，3号机单机有功功率设定值为200MW，则单元联合建议运行区为(1780,2600)+200＝(1980,2800)；

S2260)将S2234所得投入AGC机组的联合运行区加上所有未投入AGC机组的单机AGC有功功率分配值，得到常规电源的单元联合运行区，为常规电源单元的有功功率自动化控制和互补集成电源的综合控制提供参考，以糯扎渡电站为例，假如除1、2、7、8号外，只有3号机发电且未投入AGC控制，3号机单机有功功率设定值为200MW，则单元联合运行区为(560,2600)+200＝(760,2800)，视S2234所得投入AGC机组的联合运行区而定，常规电源的单元联合运行区同样可能由多段连续区间组成；

S2270)将S2234所得投入AGC机组的联合限制运行区加上所有未投入AGC机组的单机AGC有功功率分配值，得到常规电源的单元联合限制运行区，为常规电源单元的有功功率自动化控制提供参考，以糯扎渡电站为例，假如除1、2、7、8号外，只有3号机发电且未投入AGC控制，3号机单机有功功率设定值为200MW，则单元联合运行区为(560,1780)+200＝(760,1980)。

S2300)确定常规电源的单元有功功率目标值的可行性，如果单元有功功率目标值不可行，则给出运行操作建议(考虑到工况和非线性决策的复杂性以及目前的技术水平，此处不宜采用自动化系统完全闭环控制的方式，而应以人工操作为主，并由自动化系统辅助给出操作建议)，包括：

S2310)将常规电源的单元有功功率目标值与S2260所述单元联合运行区进行比较，有两种可能结果，包括：

S2311)当单元有功功率目标值包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值可行，于是跳过S2300步骤；

S2312)当单元有功功率目标值不包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值不可行，则需要通过S2300的后续步骤，寻找使单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议。

S2320)寻找通过将未投入AGC的机组投入AGC控制而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，逻辑示意如图2所示，包括：

S2321)设置循环变量i₁，i₁的初始值设置为1；

S2322)对i₁进行判断，如果i₁大于未投入AGC的机组数量则终止S2320，否则继续执行以下步骤，以寻找将i₁台未投入AGC的机组投入AGC控制而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议；

S2323)列举从所有未投入AGC的机组中选取i₁台的所有组合方式，共C(j₁,i₁)种，其中C()是组合数函数，j₁是未投入AGC的机组数量，假如有1、2、3共三台机组未投入AGC，i₁等于2，则C(j₁,i₁)＝3，共有选取1、2号机，选取1、3号机，选取2、3号机，共3种选取方式；

S2324)分别按照S2323列举的C(j₁,i₁)种组合方式，将各种方式所选取的未投入AGC的机组假设为投入AGC，并重新采用S2200方法计算单元联合运行区和单元联合建议运行区，然后根据新计算出的单元联合运行区，采用S2310方法重新判断单元有功功率目标值的可行性，以糯扎渡电站为例，假如除1、2、7、8号外，只有3号机发电且未投入AGC控制，3号机单机有功功率设定值为200MW，则假设将3号机投入AGC后，单元联合建议运行区由(1980,2800)扩大为(1920,3250)，单元联合运行区则由(760,2800)扩大为(700,3250)；

S2325)根据S2324计算结果，如果有且仅有1种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则生成运行操作建议“将该种方式选取的未投入AGC的机组投入AGC”，如果有多种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则根据这些方式分别生成操作建议“将对应方式选取的未投入AGC的机组投入AGC”，并跳转至步骤S2326继续执行，如果没有任何一种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则i₁＝i₁+1，然后跳转至步骤S2322对i₁是否大于未投入AGC的机组数量进行判断，并根据判断结果决定是否执行后续步骤。

S2326)对S2325生成的多项操作建议进行优先级排序，排序依据是这些操作建议分别对应的从未投入AGC的机组中选取i₁台机组的组合方式，以及S2324所得的各个操作建议分别对应的变化后的单元联合运行区和单元联合建议运行区范围，这些排序依据按照重要程度由高到低分别为：单元有功功率目标值是否(是优于否)属于单元联合建议运行区，选取机组中水电机组(越多越好)和火电机组(越少越好)的数量，单元有功功率目标值距离单元联合运行区边界或分段边界的差值绝对值大小(越大越好)，对单元有功功率目标值距离单元联合运行区边界或分段边界的差值绝对值大小的判断(最后一条排序依据)进行举例：假如单元有功功率目标值为500MW，共生成两条操作建议，对应的联合运行区分别为(450,800)，以及(200,350)∪(400,650)，于是分别判断单元有功功率目标值与包含单元有功功率目标值的区间(于是排除了(200,350)这一段区间)边界的差值绝对值，并从与上限的差值绝对值和与下限的差值绝对值中取最小的那个，于是第一条操作建议的判断依据为min[|450－500|,|800－500|]＝50，第二条操作建议的判断依据为min[|400－500|,|650－500|]＝100＞50，于是第二条操作建议在单元有功功率目标值距离单元联合运行区边界或分段边界的距离(差值绝对值)方面优于第一条操作建议。

S2330)寻找通过将未发电的机组转为发电态并投入AGC而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，逻辑示意如图2所示，包括：

S2331)设置循环变量i₂，i₂的初始值设置为1；

S2332)对i₂进行判断，如果i₂大于可用且未发电的机组数量则终止S2330，否则继续执行以下步骤，以寻找将i₂台可用且未发电的机组转为发电态并投入AGC而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，所谓可用且未发电的机组是相对于因为设备故障或检修维护工作而无法转为发电态的不可用机组而言；

S2333)列举从所有可用且未发电的机组中选取i₂台的所有组合方式，共C(j₂,i₂)种，其中j₂是可用且未发电的机组数量；

S2334)分别按照S2333列举的C(j₂,i₂)种组合方式，将各种方式所选取的可用且未发电的机组假设为发电态且投入AGC，并重新采用S2200方法计算单元联合运行区和单元联合建议运行区，然后根据新计算出的单元联合运行区，采用S2310方法重新判断单元有功功率目标值的可行性；

S2335)根据S2334计算结果，如果有且仅有1种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则生成运行操作建议“将该种方式选取的可用且未发电的机组转为发电态并投入AGC”，如果有多种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则根据这些方式分别生成操作建议“将对应方式选取的可用且未发电的机组转为发电态并投入AGC”，并跳转至步骤S2336继续执行，如果没有任何一种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则i₂＝i₂+1，然后跳转至步骤S2332对i₂是否大于可用且未发电的机组数量进行判断，并根据判断结果决定是否执行后续步骤。

S2336)对S2335生成的多项操作建议进行优先级排序，排序依据是这些操作建议分别对应的从可用且未发电的机组中选取i₂台机组的组合方式，以及S2334所得的各个操作建议分别对应的变化后的单元联合运行区和单元联合建议运行区范围，这些排序依据按照重要程度由高到低分别为：选取机组中水电机组(越多越好)和火电机组(越少越好)的数量，单元有功功率目标值是否(是优于否)属于单元联合建议运行区，单元有功功率目标值距离单元联合运行区边界或分段边界的差值绝对值大小(越大越好)，其中前两条依据的重要程度极为接近。

S2340)寻找通过将发电的机组转为非发电态而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，逻辑示意如图2所示，包括：

S2341)设置循环变量i₃，i₃的初始值设置为1；

S2342)对i₃进行判断，如果i₃大于发电的机组数量则终止S2340，否则继续执行以下步骤，以寻找将i₃台发电的机组转为非发电态而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议；

S2343)列举从所有发电的机组中选取i₃台的所有组合方式，共C(j₃,i₃)种，其中j₃是发电的机组数量；

S2344)分别按照S2343列举的C(j₃,i₃)种组合方式，将各种方式所选取的发电的机组假设为非发电态，并重新采用S2200方法计算单元联合运行区和单元联合建议运行区，然后根据新计算出的单元联合运行区，采用S2310方法重新判断单元有功功率目标值的可行性；

S2345)根据S2344计算结果，如果有且仅有1种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则生成运行操作建议“将该种方式选取的发电的机组转为非发电态”，如果有多种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则根据这些方式分别生成操作建议“将对应方式选取的发电的机组转为非发电态”，并跳转至步骤S2346继续执行，如果没有任何一种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则i₃＝i₃+1，然后跳转至步骤S2342对i₃是否大于发电的机组数量进行判断，并根据判断结果决定是否执行后续步骤。

S2346)对S2345生成的多项操作建议进行优先级排序，排序依据是这些操作建议分别对应的从发电的机组中选取i₃台机组的组合方式，以及S2344所得的各个操作建议分别对应的变化后的单元联合运行区和单元联合建议运行区范围，这些排序依据按照重要程度由高到低分别为：选取机组中未投入AGC的机组(越多越好)和投入AGC的机组(越少越好)的数量，单元有功功率目标值是否(是优于否)属于单元联合建议运行区，单元有功功率目标值距离单元联合运行区边界或分段边界的差值绝对值大小(越大越好)。

S2350)将S2320、S2330、S2340生成的操作建议分类，并按照S2326、S2336、S2346所得优先级(某类操作建议多于1条时)进行有序展示，以辅助运行人员决策。

S2400)计算投入AGC机组的单机AGC有功功率分配值，包括：

S2410)计算常规电源的单元AGC有功功率分配值，包括：

S2411)计算所有未投入AGC机组的单机AGC有功功率分配值，单机AGC有功功率分配值的获得方式如S2240所述；

S2412)从单元有功功率目标值中减去所有未投入AGC机组的单机AGC有功功率分配值，得出单元AGC有功功率分配值。

S2420)在满足特定条件时，启动常规电源的单元级AGC分配流程，触发条件包括：

S2421)所有投入AGC机组的单机AGC有功功率分配值总和不等于S2410所得的单元AGC有功功率分配值；

S2422)投入AGC机组的组合出力模型或联合运行区、联合建议运行区、联合限制运行区发生变化；

S2423)有投入AGC的机组退出单元级AGC，或者有未投入AGC的机组投入单元级AGC；

S2424)有投入AGC的水电机组因为水电站水头变化而导致单机有功功率额定容量、单机禁止运行区、单机限制运行区、单机建议运行区范围发生变化。

S2430)确定投入AGC机组的目标分布组合方式，包括：

S2431)如果S2410所得的单元AGC有功功率分配值处于投入AGC机组的联合建议运行区内，则根据S2225得出的投入AGC机组在联合建议运行区内各出力区间下的可用的建议分布组合方式，确定可以满足单元AGC有功功率分配值的投入AGC机组的所有的建议分布组合方式，作为可用的分布组合方式，否则根据S2235得出的投入AGC机组在联合限制运行区内各出力区间下的可用的限制分布组合方式，确定可以满足单元AGC有功功率分配值的投入AGC机组的所有的限制分布组合方式，作为可用的分布组合方式，以糯扎渡水电站为例，假设单元AGC的有功功率分配值为1300MW，不属于联合建议运行区，可以满足1300MW的投入AGC机组的所有的限制分布组合方式，分别为：1)甲组2台机组在单机限制运行区，乙组1台机组在单机限制运行区、1台机组在单机建议运行区；2)甲组2台机组在单机限制运行区，乙组2台机组在单机建议运行区；3)甲组1台机组在单机限制运行区、1台机组在单机建议运行区，乙组2台机组在单机限制运行区；4)甲组1台机组在单机限制运行区、1台机组在单机建议运行区，乙组1台机组在单机限制运行区、1台机组在单机建议运行区；5)甲组2台机组在单机建议运行区，乙组2台机组在单机限制运行区。

S2432)从S2431所得的所有可用的分布组合方式中选择最少机组处于单机限制运行区的组合方式，作为可用的分布组合方式，S2431举例所得的五种限制分布组合方式中，包括了3台机组处于单机限制运行区的方式和2台机组处于单机限制运行区的方式，于是选择2台机组处于单机限制运行区的分布组合方式，分别为：2)甲组2台机组在单机限制运行区，乙组2台机组在单机建议运行区；4)甲组1台机组在单机限制运行区、1台机组在单机建议运行区，乙组1台机组在单机限制运行区、1台机组在单机建议运行区；5)甲组2台机组在单机建议运行区，乙组2台机组在单机限制运行区。

S2433)如果S2432所得的可用的分布组合方式多于一种，则进一步与当前的分布组合方式进行比较，选择机组穿越单机禁止运行区台次最少的分布组合方式作为目标分布组合方式，如果有多个分布组合方式机组穿越单机禁止运行区台次均为最少并且相同，则全部作为目标分布组合方式，同样以糯扎渡电站为例，由于本步骤只确定了各组机组处于各单机运行区的数量，因此只能根据当前的分布组合方式，得到各种可用分布组合方式下最少需要穿越单机禁止运行区的机组台次，假如当前的分布组合方式为甲组2台机组在单机建议运行区，乙组1台机组在单机限制运行区，1台机组在单机建议运行区，则对于S2432得到的3种分布组合方式而言：2)如果甲组2台机组在单机限制运行区，乙组2台机组在单机建议运行区，则至少需要3台次机组穿越单机禁止运行区；4)如果甲组1台机组在单机限制运行区、1台机组在单机建议运行区，乙组1台机组在单机限制运行区、1台机组在单机建议运行区，则至少需要1台次机组穿越单机禁止运行区；5)甲组2台机组在单机建议运行区，乙组2台机组在单机限制运行区，则至少需要1台次机组穿越单机禁止运行区。于是后两种分布组合方式成为目标分布组合方式。

S2440)确定投入AGC机组的目标出力组合方式，包括：

S2441)列举投入AGC机组可以满足S2433所得的目标分布组合方式的所有出力组合方式，以糯扎渡电站为例，假如目标分布组合方式为：1)甲组1台机组在单机限制运行区、1台机组在单机建议运行区，乙组1台机组在单机限制运行区、1台机组在单机建议运行区；2)甲组2台机组在单机建议运行区，乙组2台机组在单机限制运行区，则共有5种出力组合方式可以满足目标分布组合方式。

S2442)对S2441所列举的所有出力组合方式，与投入AGC各机组当前所处的运行区进行比较，选择机组穿越单机禁止运行区台次最少的出力组合方式作为目标出力组合方式，以糯扎渡1、2、7、8号机组为例，在S2433中假设当前的分布组合方式为甲组2台机组在单机建议运行区，乙组1台机组在单机限制运行区，1台机组在单机建议运行区，在本步骤中进一步假设投入AGC各机组当前所处的运行区分别为：1、2、8号机组处于单机建议运行区，7号机组处于单机限制运行区，则5种出力组合方式中，有2种方式需要3台机组穿越单机禁止运行区，有3种方式需要1台机组穿越单机禁止运行区，因此本步骤得到的目标出力组合方式有3种，分别为：1、7号机处于单机限制运行区，2、8号机处于单机建议运行区；2、7号机处于单机限制运行区，1、8号机处于单机建议运行区；7、8号机处于单机限制运行区，1、2号机处于单机建议运行区。

S2443)如果S2442得出的目标出力组合方式多于1种，则将S2442所得的目标出力组合方式加权投入AGC机组的不良工况运行优先级后，选择最少加权数量机组处于单机限制运行区的出力组合方式作为目标出力组合方式，其中机组的不良工况运行优先级可以采用手动和自动两种设置方式，采用手动设置方式时不良工况运行优先级由运行人员手动设定，采用自动设置方式时，系统自动对各台机组自上次检修期后处于限制运行区和禁止运行区的运行时间进行加权统计，并对各台机组加权统计后的时间进行排序，然后按加权时间由短到长，依次从高到低设定自动优先级，假设1、2、7、8号机组的优先级分别为1、2、3、4，则S2442所得3种目标出力组合方式处于单机限制运行区机组的加权数量分别为：1)1、7号机处于单机限制运行区，加权数量为1+3＝4；2)2、7号机处于单机限制运行区，加权数量为2+3＝5；3)7、8号机处于单机限制运行区，加权数量为3+4＝7。于是进一步筛选出第1种方式，即1、7号机处于单机限制运行区，2、8号机处于单机建议运行区作为目标出力组合方式。

S2443)如果S2443得出的目标出力组合方式多于1种，则加权投入AGC机组的不良工况运行优先级后，从S2443所得的目标出力组合方式中选择最少加权台次机组穿越单机禁止运行区的出力组合方式，作为目标出力组合方式。

S2450)根据投入AGC机组的目标出力组合方式，对投入AGC各机组进行AGC有功功率分配，包括：

S2451)将目标出力组合方式下投入AGC各机组的目标运行区与当前所处的运行区进行比较，对于单机运行区改变的机组，将原单机AGC有功功率分配值修正为目标运行区上下限中最接近当前单机运行区的限值，此后S2452、S2453、S2454中使用的原单机AGC有功功率分配值均为该修正后的数值，以糯扎渡1、2、7、8号机组为例，假设原单机AGC有功功率分配值分别为600、560、250、550MW，根据S2440所得目标出力组合方式，1号机组改变了单机运行区，因此将1号机组的原单机AGC有功功率分配值修正为目标运行区140～230MW上下限中最接近当前单机运行区的限值，即230MW，于是修正后的1、2、7、8号机组的原单机AGC有功功率分配值分别为230、560、250、550MW。

S2452)计算单元AGC有功功率分配值减去所有投入AGC机组的原单机AGC有功功率分配值总和的结果，作为待分配值，以糯扎渡水电站为例，延用之前所假设的各项参数，其中单元AGC的有功功率分配值为1300MW，则待分配值＝1300－230－560－250－550＝－290；

S2453)如果S2452所得待分配值大于0，则计算投入AGC各机组原单机AGC有功功率分配值与目标运行区上限的差值绝对值，作为单机可分配值，如果S2452所得待分配值小于0，则计算投入AGC各机组单机AGC有功功率分配值与目标运行区下限的差值绝对值，作为单机可分配值，以糯扎渡水电站为例，1、2、7、8号机组的单机可分配值分别为230－140＝90，560－460＝100，250－140＝110，550－430＝120；

S2454)将S2452所得待分配值，按照与S2453所得各投入AGC机组单机可分配值等比例的方式分配至各投入AGC的机组，并将分配结果分别与各机组的原单机AGC有功功率分配值叠加，得到投入AGC各机组的单机AGC有功功率分配值，于是1、2、7、8号机组单机AGC有功功率分配值分别为230－290÷(90+100+110+120)×90≈168MW，560－290÷(90+100+110+120)×100≈491MW，250－290÷(90+100+110+120)×110≈174MW，550－290÷(90+100+110+120)×120≈467MW，可以看出虽然在每台机组的单机AGC有功功率分配值计算中均舍去了小数位，但4台机组的单机AGC有功功率分配值总和仍然正好等于单元AGC有功功率分配值1300MW。

S2500)将火电机组的二次调频性能过差问题由水电机组给予动态补偿，对投入AGC的水电机组的单机AGC有功功率分配值进行修正，得到单机AGC有功功率分配修正值，其控制模型如图3所示，包括：

S2510)计算常规电源单元中水电机组可用于对火电机组调节过程进行动态补偿的可调裕度，包括：

S2511)计算S2454所得各投入AGC的水电机组的单机AGC有功功率分配值的可增加裕度，计算方法是各水电机组单机AGC有功功率分配值所处于的单机运行区的上限减去单机AGC有功功率分配值；

S2512)计算S2454所得各投入AGC的水电机组的单机AGC有功功率分配值的可减少裕度，计算方法是各水电机组单机AGC有功功率分配值减去单机AGC有功功率分配值所处于的单机运行区的下限；

S2513)将S2511所得各投入AGC的水电机组的可增加裕度相加，即为常规电源单元的水电机组总可增裕度；

S2514)将S2512所得各投入AGC的水电机组的可减少裕度相加，即为常规电源单元的水电机组总可减裕度；

S2520)确定常规电源单元各单机闭环机组的一次调频修正量，包括：

S2521)计算电网频率偏差，电网频率偏差等于电网额定频率(50Hz)减去电网实时频率；

S2522)如果电网频率偏差绝对值小于等于机组一次调频门槛，则机组一次调频修正量等于0，其中机组一次调频门槛与机组类型有关，受调节机制影响，火电机组一次调频门槛小于水电机组一次调频门槛，前者通常为0.03Hz，后者通常为0.05Hz；

S2523)如果电网频率偏差绝对值大于机组一次调频门槛，则机组一次调频目标调节量等于机组额定容量乘以S2521所得电网频率偏差再乘以机组一次调频调节系数，其中机组一次调频调节系数由电网给定或由互补集成电源综合控制模块给定；

S2524)当机组一次调频的实际调节量可以测量或取得时，机组一次调频修正量等于一次调频实际调节量，否则机组一次调频修正量等于S2523所得机组一次调频目标调节量。

S2530)计算常规电源单元中火电机组调节过程中的动态补偿需求量，包括：

S2531)计算常规电源单元各单机闭环火电机组(包括投入AGC的火电机组和未投入AGC的单机闭环火电机组)的动态调节偏差，计算方法是各单机闭环火电机组的单机AGC有功功率分配值加上S2520所得一次调频修正量再减去单机有功功率实发值；

S2532)对S2531所得各单机闭环火电机组的动态调节偏差进行判断，如果机组的动态调节偏差的绝对值大于单机有功功率调节死区，则该机组的动态补偿需求量等于动态调节偏差，否则该机组的动态补偿需求量等于0；

S2533)将常规电源单元中所有单机闭环火电机组的动态补偿需求量相加，即为常规电源单元火电机组的总动态补偿需求量。

S2540)计算常规电源单元中投入AGC水电机组的总动态补偿量，包括：

S2541)人工设置一个小于1且大于0的补偿缩放系数用于总动态补偿量的计算，设置该系数是为了防止水电机组调节延时而可能引起的过度补偿问题，在本实施例中，如图3所示，缩放系数设置为0.75；

S2542)当S2533所得火电机组的总动态补偿需求量等于0时，水电机组的总动态补偿量同样等于0；

S2543)当S2533所得火电机组的总动态补偿需求量大于0时，将总动态补偿需求量乘以S2541人工设置的缩放系数后，与S2513所得的水电机组总可增裕度比较，如果前者小于等于后者，则水电机组的总动态补偿量等于前者，否则水电机组的总动态补偿量等于后者；

S2543)当S2533所得火电机组的总动态补偿需求量小于0时，将总动态补偿需求量绝对值乘以S2541人工设置的缩放系数后，与S2514所得的水电机组总可减裕度比较，如果前者小于等于后者，则水电机组的总动态补偿量等于火电机组总动态补偿需求量乘以S2541人工设置的缩放系数，否则水电机组的总动态补偿量等于水电机组的总可减裕度的负数；

S2544)按照固定周期对火电机组总动态补偿需求量乘以S2541人工设置的缩放系数所得结果和水电机组总动态补偿量进行比较，如果二者的差值绝对值大于所有发电的火电机组的单机有功功率调节死区总和，或者前者等于0而后者不等于0，则重新执行S2540步骤。

S2550)将常规电源单元中投入AGC水电机组的总动态补偿量，分配至投入AGC的各水电机组，得到投入AGC各水电机组的单机动态补偿量，包括：

S2551)当水电机组的总动态补偿量等于0时，各投入AGC水电机组的单机动态补偿量同样等于0；

S2552)当水电机组的总动态补偿量大于0时，按照各投入AGC水电机组单机AGC有功功率分配值可增加裕度在水电机组总可增裕度中的占比，将总动态补偿量分配至各水电机组，计算方式为总动态补偿量除以总可增裕度，然后乘以该机组单机AGC有功功率分配值的可增加裕度；

S2553)当水电机组的总动态补偿量小于0时，按照各投入AGC水电机组单机AGC有功功率分配值可减少裕度在水电机组总可减裕度中的占比，将总动态补偿量分配至各水电机组，计算方式为总动态补偿量除以总可减裕度，然后乘以该机组单机AGC有功功率分配值的可减少裕度。

S2560)将S2550所得投入AGC各水电机组的单机动态补偿量与S2450所得各机组的单机AGC有功功率分配值叠加，就得到常规电源单元投入AGC各水电机组的单机AGC有功功率修正分配值。

本实施例中，利用图3仿真模型，假设常规电源单元有功功率目标值从0调整为400MW，其中水电机组、火电机组各承担单元有功功率目标值的50％，则利用水电机组对火电机组的二次调频过程进行动态补偿的总体调节效果和水电机组、火电机组各自单独调节的总体调节效果对比如图4-1、图4-2所示，为了直观显示调节效果的差异，实施例中不考虑一次调频的影响，但本行业技术人员容易了解到，即使引入了火电一次调频或水电一次调频的影响，也不会降低本发明方法的优越性。

S2600)常规电源单元各单机闭环机组的有功功率调节，包括：

S2610)确定各单机闭环机组的单机有功功率设定值，包括：

S2611)对于未投入AGC的单机闭环机组，单机有功功率设定值由运行人员手动设置；

S2612)对于投入AGC的火电机组，单机有功功率设定值等于单机AGC有功功率分配值；

S2613)对于投入AGC的水电机组，单机有功功率设定值等于S2560所得的单机AGC有功功率修正分配值。

S2620)将常规电源单元各单机闭环机组的单机有功功率设定值与S2520所得一次调频修正量叠加，得到各机组单机有功功率执行值，本步骤是为了防止二次调频将一次调频的调节量视为功率扰动拉回，以及类似的二次调频和一次调频互相冲突的问题，以水电机组为例，将一次调频修正量引入单机有功功率闭环调节的控制模型和调节效果如图5-1、图5-2所示，模型中T_y为接力器响应时间常数；T_w为水流惯性时间常数；T_a为机组(负荷)惯性时间常数；e_n为机组(负荷)静态频率自调节(特性)系数；K_fp为调频系数，反映一次调频调节量与电网频率偏差间的对应关系，本实施例假设40s时电网频率出现扰动，触发一次调频，60s时电网频率恢复正常，一次调频复归。

S2630)常规电源单元各单机闭环机组的有功功率控制系统，以单机有功功率执行值为目标，对单机有功功率实发值和单机有功功率执行值之间的偏差进行计算，并根据计算结果输出连续信号对单机机组有功功率实发值进行调节，以使机组单机有功功率实发值趋向于单机有功功率执行值，并最终稳定在单机有功功率执行值的调节死区范围内。

S3000)储能电源单元的运行，主要进行储能电源的单元级AGC分配和机组有功功率闭环调节，计算供综合控制模块使用的各项中间参数，其主要框架则如图6所示，包括：

S3100)计算储能电源单元各储能机组电池荷电的容量比例，和储能电源单元电池荷电的总体容量比例，包括：

S3110)计算各储能机组电池荷电的容量比例，

式中r_i为储能机组i的电池荷电的容量比例，SOC_i为储能机组i的电池荷电状态，

和

分别为储能机组i的电池荷电最大值和最小值，例如当某储能机组SOC_i＝50，

和

分别为100和10，则

S3120)计算储能电源单元电池荷电的总体容量比例，

式中r为储能电源单元电池荷电的总体容量比例，例如某储能电源单元包含3台储能机组，电池荷电状态分别为40、50、60，最大电池荷电状态分别为100、110、120，最小电池荷电状态分别为0、5、10，则

S3200)设置储能电源单元电池荷电状态总体容量比例的判断阈值R₁’～R₆’，设置原则包括：

S3210)0＜R₁’＜R₂’＜R₃’＜R₄’＜R₅’＜R₆’＜1；

S3220)R₁’+R₆’＝1；

S3230)R₂’+R₅’＝1；

S3230)R₃’+R₄’＝1。

本实施例中将R₁’～R₆’分别设置为20％、30％、45％、55％、70％、80％。

S3300)判断储能电源单元的电池总体电量状态，包括：

S3310)当S3120所得储能电源单元电池荷电的总体容量比例0≤r＜R₁’时，储能电源单元的电池总体处于极低电量状态；

S3320)当R₁’≤r＜R₂’时，储能电源单元的电池总体处于较低电量状态；

S3330)当R₂’≤r＜R₃’或R₄’＜_r≤R₅’时，储能电源单元的电池总体处于较理想电量状态；

S3340)当R₃’≤r≤R₄’时，储能电源单元的电池总体处于极理想电量状态；

S3350)当R₅’＜r≤R₆’时，储能电源单元的电池总体处于较高电量状态；

S3360)当R₆’＜r≤1时，储能电源单元的电池总体处于极高电量状态。

S3400)设置储能机组电池荷电状态容量比例的判断阈值R₁～R₄，设置原则包括：

S3410)0＜R₁＜R₂＜R₃＜R₄＜1；

S3420)R₁+R₄＝1；

S3430)R₂+R₃＝1。

本实施例将R₁～R₄分别设置为20％、40％、60％、80％。

S3500)设置储能电源单元各储能机组调节系数的辅助计算参数，包括：

S3510)设置4个阈值参数K₁、K₂、K₃、K₄，其中0＜K₁＜K₂＜K₃＜K₄，本实施例将K₁～K₄，分别设置为0.5、1、1.5、2；

S3520)设置储能机组调节系数的变化梯度参数ΔK，0＜ΔK＜min[K₁,K₂－K₁,K₃－K₂,K₄－K₃]，其中min[]为取最小值函数，设置ΔK的目的是为了防止在调节过程中储能机组调节系数变化过于剧烈而导致的单元有功功率实发值动态稳定性降低，本实施例将ΔK设置为0.1；

S3600)计算储能电源单元各储能机组的调节系数，如图7所示，包括：

S3610)计算储能电源单元各储能机组的向上调节系数，包括：

S3611)初始化设置储能电源单元各储能机组的向上调节系数

式中

为储能机组i的向上调节系数；

S3612)按固定周期对各储能机组的向上调节系数进行修正，即按照固定周期不断循环运行后续步骤；

S3613)计算各储能机组向上调节的生效阈值参数

当0≤r_i＜R₁时

当R₁≤r_i＜R₂时

当R₂≤r_i≤R₃时

当R₃＜r_i≤R₄时

当R₄＜r_i≤1时

K₄；

S3614)比较

与

当两者的差值绝对值小于等于ΔK时

当两者的差值绝对值大于ΔK且

时

当两者的差值绝对值大于ΔK且

时

例如某储能机组

和

本来都等于1，在放电过程中电池荷电容量比例降低到R₁与R₂之间，于是

随之降低为0.5，于是在接下来的数个循环周期中，

分别被修正为0.9、0.8、0.7、0.6、0.5。

S3620)计算储能电源单元各储能机组的向下调节系数，包括：

S3621)初始化设置储能电源单元各储能机组的向下调节系数

式中

为储能机组i的向下调节系数；

S3622)按固定周期对各储能机组的向下调节系数进行修正，即按照固定周期不断循环运行后续步骤；

S3623)计算各储能机组向下调节的生效阈值参数k_i ，当0≤r_i＜R₁时k_i ＝K₄，当R₁≤r_i＜R₂时k_i ＝K₃，当R₂≤r_i≤R₃时k_i ＝K₂，当R₃＜r_i≤R₄时k_i ＝K₁，当R₄＜r_i≤1时k_i ＝0；

S3624)比较

与k_i ，当两者的差值绝对值小于等于ΔK时

当两者的差值绝对值大于ΔK且

时

当两者的差值绝对值大于ΔK且

时

在以上实施例中，根据电池荷电的容量比例r_i，各储能机组的向上调节和向下调节的生效阈值参数

k_i 分别如图8所示，随着电池荷电容量比例的上升，储能机组的向上调节生效阈值参数增加，向下调节生效阈值参数减少，由于储能机组的向上调节系数和向下调节系数分别趋向于向上调节生效阈值参数和向下调节生效阈值参数变化，于是储能机组的向上调节系数和向下调节系数也分别随电池荷电容量比例的上升而增加和减少。

S3700)对储能电源单元的单元有功功率目标值进行单元级AGC分配，包括：

S3710)当储能电源单元的单元有功功率目标值等于0时，各储能机组的单机有功功率设定值等于0；

S3720)当储能电源单元的单元有功功率目标值大于0时，各储能机组的单机有功功率设定值按各储能机组向上调节系数和电池容量乘积的相互比例进行分配，即储能机组的单机有功功率设定值等于

式中

为储能电源单元的单元有功功率目标值，如果计算结果大于储能机组正向单机有功功率额定容量，则将储能机组正向单机有功功率额定容量作为单机有功功率设定值，假设储能电源单元的有功功率目标值为300MW，有3台储能机组

分别为0.5、1、1.5，电池容量

分别为200、150、220，则3台储能机组的单机有功功率设定值分别为

S3730)当储能电源单元的单元有功功率目标值小于0时，各储能机组的单机有功功率设定值按各储能机组向下调节系数和电池容量乘积的相互比例进行分配，即储能机组的单机有功功率设定值等于

如果计算结果小于储能机组负向单机有功功率额定容量，则将储能机组负向单机有功功率额定容量作为单机有功功率设定值，假设储能电源单元的有功功率目标值为－300MW，有3台储能机组

分别为0.5、1、1.5，电池容量

分别为200、150、220，则3台储能机组的单机有功功率设定值分别为－51.7、－77.6、－170.7。

如S3600所述，储能机组的向上调节系数和向下调节系数分别随电池荷电的容量比例的上升而增加和减少，因此根据S3720和S3730的计算方式，当储能电源单元有功功率目标值大于0，也就是储能电源单元总体处于放电状态时，倾向于使电池荷电容量比例较高的储能机组放电，而当储能电源单元有功功率目标值小于0，也就是储能电源单元总体处于充电状态时，倾向于使电池荷电容量比例较低的储能机组充电，从而可以保证各储能机组荷电容量比例保持一致，以避免某台或某几台储能机组电池相比于其它储能机组电池过度充电或过度放电。

S3800)储能电源单元各储能机组的有功功率控制系统，以单机有功功率设定值为目标，对单机有功功率实发值和单机有功功率设定值之间的偏差进行计算，并根据计算结果输出连续信号对储能机组单机有功功率实发值进行调节，以使储能机组单机有功功率实发值趋向于单机有功功率设定值，并最终稳定在单机有功功率设定值的调节死区范围内。

S3900)计算储能电源单元的单元有功功率额定容量，包括：

S3910)计算储能电源单元的各储能机组的向上调节能力，包括：

S3911)当储能机组如S3613计算的向上调节的生效阈值参数

时，该机组的向上调节能力为该机组正向单机有功功率额定容量；

S3912)当储能机组如S3613计算的向上调节的生效阈值参数

时，该机组的向上调节能力为该机组正向单机有功功率额定容量乘以

再除以K₂；

例如当机组的正向单机有功功率额定容量为50MW时，假如K₂＝1，则当

分别为1.5、1、0.5时，该机组的向上调节能力分别为50、50、25MW。

S3920)将S3910所得各储能机组的向上调节能累加，得到储能电源单元的正向单元有功功率额定容量；

S3930)计算储能电源单元的各储能机组的向下调节能力，包括：

S3931)当储能机组如S3623计算的向下调节的生效阈值参数k_i ≥K₂时，该机组的向下调节能力为该机组负向单机有功功率额定容量；

S3932)当储能机组如S3623计算的向下调节的生效阈值参数k_i ＜K₂时，该机组的向下调节能力为该机组负向单机有功功率额定容量乘以k_i 再除以K₂。

S3940)将S3930所得各储能机组的向下调节能累加，得到储能电源单元的负向单元有功功率额定容量。

S4000)设置新能源电源单元，主要计算供综合控制模块使用的各项中间参数及并生成开停机序列，参与开停机建议的生成和下发，包括：

S4100)针对新能源电源有功功率不可调节，以及输出功率波动性、间歇性的特点，为每台机组生成未来T₁时间内的有功功率的可能波动范围，并计算新能源电源的单元有功功率的可能波动范围，其中T₁为人工设定参数，目的是为了给新能源机组可能的开停机操作预留充分时间，包括：

S4110)如果部署了功率预测系统，则采用功率预测功能输出的各新能源机组未来T₁时间内的有功功率的可能波动范围；为提高预测结果的准确率和可用性，预测系统通常采用区间预测的方法，即对有功功率变化可能达到的最大值和最小值进行预测；

S4120)如果未部署功率预测系统，则采用以下方法，包括：

S4121)对于发电的新能源机组，使用当前功率乘以上限预测参数作为未来T₁时间内有功功率可能波动范围的上限值，使用当前功率乘以下限预测参数作为有功功率可能波动范围的下限值，其中上限预测参数＞1＞下限预测参数＞0；

S4122)对于未发电的新能源机组，则使用与其性能一致或相近(特别是单机容量一致)的发电机组的未来T₁时间内有功功率可能波动范围作为该机组的未来T₁时间内有功功率可能波动范围；

S4123)对于S4121所述的上限预测参数和下限预测参数，可以采用固定值，也可以在不同的时间点采用不同的参数，后者较为适用于具有明显年内、日内时间规律的光伏电站，例如在日出后一段时间内采用较高的预测参数，在日落前一段时间内采用较低的预测参数。

S4130)计算未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率可能波动范围，包括：

S4131)将未来T₁时间内新能源电源单元所有发电机组有功功率可能波动范围的上限累加求和，即为未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率可能波动范围的上限；

S4132)将未来T₁时间内新能源电源单元所有发电机组有功功率可能波动范围的下限累加求和，即为未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率可能波动范围的下限。

S4200)针对光伏机组和风电机组分别生成开停机序列，包括：

S4210)分别生成发电的光伏机组和风电机组的停机序列，优先级按机组处于发电态的持续时间计算，处于发电态的持续时间越长，优先级越高；

S4220)分别生成可用且未发电的光伏机组和风电机组的开机序列，优先级按机组处于非发电态的持续时间计算，处于非发电态的持续时间越长，优先级越高，所谓可用且未发电的机组是相对于因为设备故障或检修维护工作而无法转为发电态的不可用机组而言。

S4300)针对光伏机组和风电机组分别生成与开停机序列对应的有功功率可能波动范围序列，包括：

S4310)针对光伏机组和风电机组分别生成与开机序列对应的有功功率可能波动范围序列，以风电为例包括：

S4311)设置变量u₁，u₁的初始值为1；

S4312)将S4130所得新能源电源单元有功功率可能波动范围，加上风电开机序列中排序u₁的机组的有功功率可能波动范围，得到与风电开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序u₁的范围，其中排序u₁的范围的上限等于S4130所得新能源电源单元有功功率可能波动范围上限加上风电开机序列中排序u₁的机组的有功功率可能波动范围上限，排序u₁的范围的下限等于S4130所得新能源电源单元有功功率可能波动范围下限加上风电开机序列中排序u₁的机组的有功功率可能波动范围下限；

S4313)判断u₁是否等于风电开机序列长度，如果u₁等于风电开机序列长度，则终止步骤S4310，否则执行u₁＝u₁+1，然后继续进行后续步骤；

S4314)将与风电开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序u₁－1的范围，加上风电开机序列中排序u₁的风电机组的有功功率可能波动范围，得到与风电开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序u₁的范围，其中排序u₁的范围的上限等于排序u₁－1的范围的上限加上风电开机序列中排序u₁的机组的有功功率可能波动范围上限，排序u₁的范围的下限等于排序u₁－1的范围的下限加上风电开机序列中排序u₁的机组的有功功率可能波动范围下限；

S4315)跳转至步骤S4313，直至u₁等于风电开机序列长度而结束S4310步骤。

例如未来T₁时间内新能源电源单元有功功率可能波动范围为310～360MW，风电开机序列为[1号机、3号机、2号机]，光伏开机序列为[1号机、5号机、6号机]，其中风电1、2、3号机的有功功率可能波动范围为40～60、50～70、40～80，光伏1、5、6、号机的有功功率可能波动范围为20～25、30～40、25～40，则与风电开机序列对应的有功功率可能波动范围序列为[(350,420)、(390,500)、(440,570)]，与光伏开机序列对应的有功功率可能波动范围序列为[(330,385)、(360,425)、(385,465)]。

S4320)针对光伏机组和风电机组分别生成与停机序列对应的有功功率可能波动范围序列，以光伏为例包括：

S4321)设置变量u₂，u₂的初始值为1；

S4322)将S4130所得新能源电源单元有功功率可能波动范围，减去光伏停机序列中排序u₂的光伏机组的有功功率可能波动范围，得到与光伏停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序u₂的范围，其中排序u₂的范围的上限等于S4130所得新能源电源单元有功功率可能波动范围上限减去光伏停机序列中排序u₂的光伏机组的有功功率可能波动范围上限，排序u₂的范围的下限等于S4130所得新能源电源单元有功功率可能波动范围下限减去光伏停机序列中排序u₂的光伏机组的有功功率可能波动范围下限；

S4323)判断u₂是否等于光伏停机序列长度，如果u₂等于光伏停机序列长度，则终止步骤S4320，否则执行u₂＝u₂+1，然后继续进行后续步骤；

S4324)将与光伏停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序u₂－1的范围，减去光伏停机序列中排序u₂的光伏机组的有功功率可能波动范围，得到与光伏停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序u₂的范围，其中排序u₂的范围的上限等于排序u₂－1的范围的上限减去光伏停机序列中排序u₂的光伏机组的有功功率可能波动范围上限，排序u₂的范围的下限等于排序u₂－1的范围的下限减去光伏停机序列中排序u₂的光伏机组的有功功率可能波动范围下限；

S4325)跳转至步骤S4323，直至u₂等于光伏停机序列长度而结束S4320步骤。

S4400)计算新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量，包括：

S4410)将新能源电源单元有功功率实发值参与计算量初始设置为等于单元有功功率实发值；

S4420)将调度给定，或人工设置的新能源电源单元各机组的出力死区累加，得到新能源电源单元的单元出力死区；

S4430)按固定周期对新能源电源单元有功功率实发值参与计算量和当期新能源电源单元有功功率实发值进行比较，包括：

S4431)如果二者的差值绝对值小于等于新能源电源单元的出力死区，则新能源电源单元有功功率实发值参与计算量保持不变；

S4432)如果二者的差值绝对值大于新能源电源单元的出力死区，则新能源电源单元有功功率实发值参与计算量等于当期新能源电源单元有功功率实发值。

例如新能源电源单元的出力死区为20MW，新能源电源单元有功功率实发值参与计算量与单元有功功率实发值均为300MW，由于功率波动，单元有功功率实发值变化为305MW，由于新能源电源单元有功功率实发值参与计算量300MW与单元有功功率实发值305MW的差值绝对值为5MW，小于出力死区20MW，因此新能源电源单元有功功率实发值参与计算量保持300MW不变，后来由于功率进一步波动，单元有功功率实发值变化为321MW，于是新能源电源单元有功功率实发值参与计算量300MW与单元有功功率实发值321MW的差值绝对值变化为21MW，大于出力死区20MW，从而新能源电源单元有功功率实发值参与计算量根据单元有功功率实发值改变为321MW。

S4500)计算新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，包括：

S4510)将新能源电源单元有功功率实发值参与计算量滤波值初始设置为等于单元有功功率实发值；

S4520)计算新能源电源单元有功功率实发值的滤波门槛，包括：

S4521)设置缩放系数λ，λ＞1；

S4522)新能源电源单元有功功率实发值的滤波门槛等于S4420所述单元出力死区乘以λ，本实施例假设λ＝3，则滤波门槛等于单元出力死区的3倍。

S4530)按固定周期对新能源电源单元有功功率实发值参与计算量滤波值和当期新能源电源单元有功功率实发值进行比较，包括：

S4531)如果二者的差值绝对值小于等于S4522所得滤波门槛，则新能源电源单元有功功率实发值参与计算量滤波值保持不变；

S4532)如果二者的差值绝对值大于S4522所得滤波门槛，则新能源电源单元有功功率实发值参与计算量滤波值等于当期新能源电源单元有功功率实发值。

S4600)计算新能源电源单元的单元一次调频目标调节量，包括：

S4610)计算电网频率偏差，电网频率偏差等于电网额定频率(50Hz)减去电网实时频率；

S4620)如果电网频率偏差绝对值小于等于一次调频门槛(调度给定)，则新能源电源单元的单元一次调频目标调节量等于0；

S4630)如果电网频率偏差绝对值大于一次调频门槛，则新能源电源单元的单元一次调频目标调节量等于新能源电源单元有功功率实发值乘以电网频率偏差再乘以新能源一次调频调节系数(电网给定参数)。

S5000)设置“常规电源+储能电源”互补集成单元，通过对常规电源单元和储能电源单元的单元有功功率目标值进行分配，以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求，以及储能电源电池的充放电要求；控制模型如图9所示，为了直观显示调节效果，控制模型中排除了一次调频的影响，但本行业技术人员容易了解到，即使引入了火电一次调频或水电一次调频的影响，也不会影响本发明方法的实施效果，包括：

S5100)计算储能电源单元的充放电修正功率，包括：

S5110)人工设置充放电参数α₁和紧急充放电参数α₂，其中0＜α₁＜α₂，α₁和α₂的单位均为/h，在实际工程中储能机组电池一般按照支撑额定功率充电或放电30分钟配置，因此本实施例可设置α₁和α₂分别为0.6/h、1.2/h，即分别按照额定功率的30％和60％对电池进行充放电；

S5120)根据S3300计算的储能电源单元的电池总体电量状态，每隔固定周期对充放电系数α进行计算，包括：

S5121)当电池总量处于极理想电量状态时，充放电系数α＝0；

S5122)当电池总量处于较低电量状态时，充放电系数α＝α₁；

S5123)当电池总量处于极低电量状态时，充放电系数α＝α₂；

S5124)当电池总量处于较高电量状态时，充放电系数α＝－α₁；

S5125)当电池总量处于极高电量状态时，充放电系数α＝－α₂；

S5126)当电池总量处于较理想电量状态时，充放电系数保持原来的值不变，本步骤使电池总量的较理想状态成为充放电状态改变的缓冲区，以防止充放电修正功率频繁发生变化，即较理想电量状态的充放电系数，由之前电池所处于的总体电量状态决定，当电池总量从极理想电量状态变为较理想电量状态时，充放电系数α＝0，当电池总量从较低电量状态变为较理想电量状态时，充放电系数α＝α₁，当电池总量从较高电量状态变为较理想电量状态时，充放电系数α＝－α₁；

S5130)根据S5120所得充放电系数，计算储能电源单元的充放电修正功率，充放电修正功率等于

由于设置不同的充放电系数，可以在电池总荷电量处于极高或极低状态时，相比于电池总荷电量处于较高或较低状态时，由常规电源对电池电量进行更加快速的反向补偿，从而使电池总荷电量尽快恢复到浅充浅放状态。

S5200)计算常规电源的单元有功功率目标值，等于互补集成电源总有功功率设定值加上S5130所得的充放电修正功率，假设集成电源的总有功功率设定值从0调整为400MW，水电机组、火电机组各承担单元有功功率目标值的50％，水电机组在火电机组二次调频过程中给予动态补偿，30s时储能电源单元的充放电修正功率从0变化为80MW，则图9所示的控制模型中常规电源单元的调节效果如图10所示。

S5300)将常规电源的单元有功功率目标值与S2260所述单元联合运行区进行比较，有两种可能结果，包括：

S5310)当单元有功功率目标值包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值可行，于是对S5200所得单元有功功率目标值进行单元级AGC分配，并按S2000方法根据单机有功功率执行值对常规电源机组的有功功率进行调节，常规电源单元各机组在进行一次调频实际调节时和一次调频相关参数计算时，使用的一次调频调节系数由电网给定；

S5320)当单元有功功率目标值不包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值不可行，则寻找针对常规电源单元的运行操作建议，包括：

S5321)按照S2320方法，寻找通过将未投入AGC的机组投入AGC控制而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，并对运行操作建议的优先级进行排序；

S5322)按照S2330方法，寻找通过将未发电的机组转为发电态并投入AGC而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，并对运行操作建议的优先级进行排序；

S5323)按照S2340方法，寻找通过将发电的机组转为非发电态而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，并对运行操作建议的优先级进行排序；

S5324)按照S2350方法，将S5321、S5322、S25323生成的操作建议分类，并进行有序展示，以辅助运行人员决策。

S5400)计算储能电源单元的单元有功功率目标值，包括：

S5410)将互补集成电源总有功功率设定值加上S1123所述常规电源单元的单元一次调频修正量，然后减去S1113所述常规电源单元的单元有功功率实发值，得到常规电源单元的单元有功功率调节偏差；

S5420)将储能电源单元的补偿调节量初始设置为常规电源单元的单元有功功率调节偏差，然后按固定周期对补偿调节量与当期常规电源单元的单元有功功率调节偏差进行比较：

S5421)当两者的差值绝对值大于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的补偿调节量等于当期常规电源单元的有功功率调节偏差；

S5422)当两者的差值绝对值小于等于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的补偿调节量保持不变。

S5430)对S5420所得储能电源单元的补偿调节量作死区处理，处理逻辑如图11所示，包括：

S5431)人工设置计时器和时间参数T₂；

S5432)当S5410所得常规电源单元的单元有功功率调节偏差的绝对值小于等于常规电源单元有功功率调节死区时，S5431设置的计时器开始计时；

S5433)当S5410所得常规电源单元的单元有功功率调节偏差的绝对值大于常规电源单元有功功率调节死区时，S5431设置的计时器复归清零；

S5434)当计时器时间小于时间参数T₂时，储能电源单元有功功率目标值等于S5420所得的补偿调节量；

S5435)当计时器时间大于等于时间参数T₂时，储能电源单元有功功率目标值等于0。

S5500)储能电源单元按照S3000方法，对S5430所得的单元有功功率目标值进行单元级AGC分配，并对各储能机组的有功功率进行调节，延用S5200所举的例子，假设互补集成电源总有功功率设定值从0调整为400MW，对于常规电源单元的有功功率目标值由水电机组、火电机组各承担50％，水电机组在火电机组二次调频过程中给予动态补偿，30s时储能电源单元的充放电修正功率从0变化为80MW，并且储能电源单元的单元有功功率额定容量为±150MW，则图9所示的控制模型中储能电源单元的调节效果和互补集成电源的调节效果如图12所示。

S5600)为进一步展示本发明方法中储能电源电池“浅充浅放”的特点，进一步构建常规电源+储能电源的仿真模型，其中在储能电源单元中设置了3台储能机组，3台储能机组的电池容量比例为5:8:10，控制模型如图13所示，设置集成电源的总有功功率设定值从0变化至200，再从200变化至400，再从400变化至100，其中集成电源总有功功率设定值、集成电源总有功功率实发值、常规电源单元有功功率实发值、储能电源单元各机组有功功率实发值、储能电源单元各机组电池荷电状态、储能电源单元各机组电池荷电容量比例、储能电源单元电池总荷电容量比例、储能电源单元充放电修正功率等的关系图分别如图14所示，从图14展示的调节效果可见：

1)储能机组进行有功功率调节时的调节幅度，同时与电池容量和电池荷电状态有关，虽然储能机组3的电池容量是储能机组1的两倍，但因为储能机组3电池的初始荷电容量比例远远低于储能机组1，所以导致储能机组3的放电幅度反而小于储能机组1；

2)当储能机组单元电池总荷电量较低时，充放电修正功率为正，以促使常规电源单元有功功率实发值增加，进而使储能机组电池进入充电状态，反之，则充放电修正功率为负，以促使常规电源单元有功功率实发值降低，进而使储能机组电池进入放电状态；

3)虽然在仿真初始阶段人为设置3台储能机组的电池荷电容量比例有较大差异，但是在本发明“浅充浅放”策略的支配下，所有储能机组电池荷电的容量比例逐渐趋向于一致，同时如上所述，由于本发明的充放电策略能使储能机组单元电池总荷电量维持较好的平衡，因此所有储能机组的电池也自然而然的处于较为平衡(既不过度充电，也不过度放电)的状态。

S6000)设置“新能源+储能电源”互补集成单元，通过对储能电源单元的单元有功功率目标值进行分配，以及计算新能源电源机组的开停机操作建议，以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求，以及储能电源电池的充放电要求；控制模型如图15所示，为了直观显示调节效果，控制模型中排除了一次调频的影响，但本行业技术人员容易了解到，即使引入了储能电源对新能源电源的一次调频响应，也不会影响本发明方法的实施效果，包括：

S6100)计算未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围，其中T₁为S4100所述的人为设置参数，包括：

S6110)计算未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围下限，包括：

S6111)如果调度提前下发了互补集成电源的有功功率计划曲线，则将未来T₁时间内各时间点互补集成电源总有功功率设定值减去S3920所得储能电源单元的正向单元有功功率额定容量，即为未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围下限；

S6112)如果调度没有提前下发互补集成电源的有功功率计划曲线，则将当前互补集成电源总有功功率设定值减去S3920所得储能电源单元的正向单元有功功率额定容量，作为未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围下限；

S6120)计算未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围上限，包括：

S6121)如果调度提前下发了互补集成电源的有功功率计划曲线，则将未来T₁时间内各时间点互补集成电源总有功功率设定值减去S3940所得储能电源单元的负向单元有功功率额定容量，即为未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围上限；

S6122)如果调度没有提前下发互补集成电源的有功功率计划曲线，则将当前互补集成电源总有功功率设定值减去S3940所得储能电源单元的负向单元有功功率额定容量，作为未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围上限；

S6130)未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围为未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围取交集，即未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围上限等于各时间点的容纳范围上限的最小值，未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围下限等于各时间点的容纳范围下限的最大值，假设未来T₁时间内总有功功率设定值从200MW逐渐减少到150MW又逐渐增加到250MW，其中某几个时间点的总有功功率设定值分别为200、170、150、210、250MW，储能电源单元的总上调能力为50MW，总下调能力为－100MW，则S6110所得与各时间点对应的单元有功功率容纳范围下限为200－50＝150、170－50＝120、150－50＝100、210－50＝160、250－50＝200MW，S6120所得与各时间点对应的单元有功功率容纳范围上限为200+100＝300、170+100＝270、150+100＝250、210+100＝310、250+100＝350MW，与各时间点对应的容纳范围分别为(150,300)、(120,270)、(100,250)、(160,310)、(200,350)，求交集得到未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围为(200,250)。

S6200)计算互补集成电源总有功功率设定值与新能源电源单元机组开停机状态的匹配程度，并判断是否需要对新能源电源机组进行开停机操作，本步骤连同后续寻找开停机操作建议的S6300、S6400步骤的逻辑如图16所示，包括：

S6210)人工设置建议开停机操作的判断阈值参数；

S6220)计算当前新能源电源单元机组开停机状态与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，包括：

S6221)计算范围上限不匹配度，将S4131所得未来T₁时间内新能源电源单元有功功率可能波动范围的上限减去S6130所得未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围上限，并对计算结果进行判断，若其大于0，则范围上限不匹配度等于计算结果，否则范围上限不匹配度等于0；

S6222)计算范围下限不匹配度，将S6130所得未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围下限减去S4132所得未来T₁时间内新能源电源单元有功功率可能波动范围的下限，并对计算结果进行判断，若其大于0，则范围下限不匹配度等于计算结果，否则范围下限不匹配度等于0；

S6223)将S6221范围上限不匹配度减去S6222所得范围下限不匹配度，得到当前新能源电源单元机组开停机状态与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，例如S6130得到未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围为(200,250)，则当新能源电源单元有功功率可能波动范围为(100,130)时，范围上限的不匹配度为max[0,130－250]＝0，范围下限的不匹配度为max[0,200－100]＝100，于是不匹配度量化值＝0－100＝－100，其中max[]为求最大值函数。

S6230)比较S6223所得的不匹配度量化值的绝对值与S6210设置的判断阈值参数，如果前者小于后者，则终止S6200步骤，否则进行以下步骤，以提高新能源电源单元机组开停机状态与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值匹配度，包括：

S6231)如果S6223所得的不匹配度量化值大于0，则进行步骤S6300来分别寻找将发电的风电机组进行停机的操作建议以及将发电的光伏机组进行停机的操作建议；

S6232)如果S6223所得的不匹配度量化值小于0，则进行步骤S6400来分别寻找将未发电且可用的风电机组进行开机的操作建议以及将未发电且可用的光伏机组进行开机的操作建议，根据S6223举例未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围为(200,250)，新能源电源单元有功功率可能波动范围为(100,130)，不匹配度量化值为－100，显然应寻找将未发电且可用的机组进行开机的运行操作建议。

S6300)寻找将发电的风电机组进行停机的操作建议，以及寻找将发电的光伏机组进行停机的操作建议；以风电为例包括(光伏电机按照相同的操作来寻找)：

S6310)设置变量v₁，v₁的初始值为1；

S6320)如果v₁小于等于风电停机序列长度，则设置原不匹配度量化值变量，原不匹配度量化值变量等于S6223所得的不匹配度量化值的绝对值，否则跳转至步骤S6350；

S6330)计算与风电停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₁的范围与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，包括：

S6331)计算范围上限不匹配度，将风电停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₁的范围上限减去S6130所得未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围上限，并对计算结果进行判断，若其大于0，则范围上限不匹配度等于计算结果，否则范围上限不匹配度等于0；

S6332)计算范围下限不匹配度，将S6130所得未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围下限减去风电停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₁的范围的下限，并对计算结果进行判断，若其大于0，则范围下限不匹配度等于计算结果，否则范围下限不匹配度等于0；

S6333)将S6331所得范围上限不匹配度减去S6332所得范围下限不匹配度，得到与风电停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₁的范围与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值。

S6340)将原不匹配度量化值变量减去S6333所得不匹配度量化值的绝对值，并根据计算结果进行以下操作，包括：

S6341)如果计算结果大于等于S6210设置的判断阈值参数，则v₁＝v₁+1，如果此时v₁大于风电停机序列长度，则跳转至步骤S6350，否则将原不匹配度量化值变量更新为S6333所得不匹配度量化值的绝对值，并跳转至步骤S6330继续执行；

S6342)如果计算结果小于S6210设置的判断阈值参数，则跳转至步骤S6350继续执行。

S6350)根据变量v₁的值生成操作建议，包括：

S6351)如果v₁＝1，则不生成任何操作建议；

S6352)如果v₁＞1，则生成停机操作建议，建议对风电停机序列中排序1至v₁－1所对应的风电机组执行停机操作。

S6400)寻找将可用且未发电的风电机组进行开机的操作建议，以及寻找将可用且未发电的光伏机组进行开机的操作建议，以光伏机组为例包括(风电电机按照相同的操作来寻找)：

S6410)设置变量v₂，v₂的初始值为1；

S6420)如果v₂小于等于光伏开机序列长度，则设置原不匹配度量化值变量，原不匹配度量化值变量等于S6223所得不匹配度量化值的绝对值，否则跳转至步骤S6450；

S6430)计算与光伏开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₂的范围与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，包括：

S6431)计算范围上限不匹配度，将光伏开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₂的范围上限减去S6130所得未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围上限，并对计算结果进行判断，若其大于0，则范围上限不匹配度等于计算结果，否则范围上限不匹配度等于0；

S6432)计算范围下限不匹配度，将S6130所得未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围下限减去光伏开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₂的范围的下限，并对计算结果进行判断，若其大于0，则范围下限不匹配度等于计算结果，否则范围下限不匹配度等于0；

S6433)将S6431所得范围上限不匹配度减去S6432所得范围下限不匹配度，得到与光伏开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₂的范围与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值。

S6440)将原不匹配度量化值变量减去S6433所得不匹配度量化值的绝对值，并根据计算结果进行以下操作，包括：

S6441)如果计算结果大于等于S6210设置的判断阈值参数，则v₂＝v₂+1，如果此时v₂大于光伏开机序列长度，则跳转至步骤S6450，否则将原不匹配度量化值变量更新为S6433所得不匹配度量化值的绝对值，并跳转至步骤S6430继续执行；

S6442)如果计算结果小于S6210设置的判断阈值参数，则跳转至步骤S6450继续执行。

S6450)根据变量v₂的值生成操作建议，包括：

S6451)如果v₂＝1，则不生成任何操作建议；

S6452)如果v₂＞1，则生成开机操作建议，建议对光伏开机序列中排序1至v₂－1所对应的光伏机组执行开机操作。

将生成的新能源开停机建议发送至新能源电源单元。

S6500)计算储能电源单元的充放电修正功率，包括：

S6510)计算储能电源单元的额定充放电功率，包括：

S6511)人工设置比例参数w₁、w₂和充放电功率变化死区；

S6512)计算储能电源单元的理想额定充放电功率，

其中min[]为求最小值函数，本步骤将

和w₂×新能源电源单元的单元有功功率实发值同时作为约束上限，前者是为了避免储能电源充放电功率超出电池的实际充放电需求，后者是为了抑制储能电源电池充放电对互补集成电源总有功功率实发值稳定性造成的干扰；

S6513)初始化设置储能电源单元的实际额定充放电功率为S6512所得的理想额定充放电功率，并按固定周期对二者进行比较，当二者之间的差值绝对值小于S6511设置的充放电功率变化死区时，实际额定充放电功率保持不变，否则将实际额定充放电功率更新为当期理想额定充放电功率。

S6520)计算储能电源单元的电池充放电门槛值，包括：

S6521)当电池总量处于极理想电量状态时，充放电门槛值为一个非常小的负数，目的是防止对电池进行充放电，本实施例假设此充放电门槛值为－20Hz；

S6522)当电池总量处于较低电量或较高电量状态时，充放电门槛值为0；

S6523)当电池总量处于极低电量或极高电量状态时，充放电门槛值为β，β为人工设置的介于0到互补集成电源的一次调频门槛(调度给定)中的某一个值，本实施例假设β为0.02Hz；

S6524)当电池总量处于较理想电量状态时，充放电门槛值保持原来的值不变，本步骤使电池总量的较理想状态成为充放电状态改变的缓冲区，以防止充放电修正功率频繁发生变化，即较理想电量状态的充放电门槛值，由之前电池的总电量状态决定，当电池总量从极理想电量状态变为较理想电量状态时，充放电门槛值为－20Hz，当电池总量从较低电量或较高电量状态变为较理想电量状态时，充放电门槛值为0；

由于设置了不同的充放电门槛，可以在电池总荷电量处于极高或极低状态时，相比于电池总荷电量处于较高或较低状态时，由电网对电池电量进行优先级更高的反向补偿，从而使电池总荷电量尽快恢复到浅充浅放状态。

S6530)当S3120所得储能电源单元电池荷电的总体容量比例r＜50％时，充放电修正功率的计算步骤包括：

S6531)当电网实际频率小于等于电网额定频率减去S6520所得电池充放电门槛值时，充放电修正功率为0；

S6532)当电网实际频率大于电网额定频率减去S6520所得电池充放电门槛值时，充放电修正功率为S6513所得的实际额定充放电功率。

延续S6520举例，当电池总量＜50％但处于极理想电量状态时，当电网实际频率大于50－(－20)＝70Hz时，才进行电池充电，由于电网运行时频率不可能大于70Hz，所以电池总量在极理想电量状态时，实际上不进行电池充电，当电池总量＜50％且处于较低电量状态时，则当电网实际频率大于50－0＝50Hz时，才进行电池充电，当电池总量＜50％且处于极低电量状态时，则当电网实际频率大于50－0.02＝49.98Hz时，就进行电池充电，而当电池总量＜50％且处于较理想电量状态时，是否充电则如前所述取决于之前电池的总电量状态。

S6540)当S3120所得储能电源单元电池荷电的总体容量比例r＞50％时，充放电修正功率的计算步骤包括：

S6541)当电网实际频率大于等于电网额定频率加上S6520所得电池充放电门槛值时，充放电修正功率为0；

S6542)当电网实际频率小于电网额定频率加上S6520所得电池充放电门槛值时，充放电修正功率为S6513所得的实际额定充放电功率的负值。

延续S6520举例，当电池总量＞50％但处于极理想电量状态时，当电网实际频率小于50+(－20)＝30Hz时，才进行电池放电，由于电网运行时频率不可能小于30Hz，所以电池总量在极理想电量状态时，实际上不进行电池放电，当电池总量＞50％且处于较高电量状态时，则当电网实际频率小于50+0＝50Hz时，才进行电池放电，当电池总量＞50％且处于极高电量状态时，则当电网实际频率小于50+0.02＝50.02Hz时，就进行电池放电，而当电池总量＞50％且处于较理想电量状态时，是否放电则如前所述取决于之前电池的总电量状态。

S6600)综合控制模块计算储能电源单元的单元有功功率目标值，包括：

S6610)将互补集成电源总有功功率设定值加上S4600所得新能源电源单元的单元一次调频目标调节量，然后减去新能源电源单元的单元有功功率实发值，得到新能源电源单元的有功功率出力偏差；

S6620)将储能电源单元的补偿调节量初始化设置为新能源电源单元的有功功率出力偏差，然后按固定周期对补偿调节量与当期新能源电源单元的有功功率出力偏差进行比较：

S6621)当两者的差值绝对值大于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的补偿调节量等于当期新能源电源单元的有功功率出力偏差；

S6622)当两者的差值绝对值小于等于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的补偿调节量保持不变。

S6630)对储能电源单元的补偿调节量作死区处理，处理逻辑如图11所示，包括：

S6631)人工设置计时器和时间参数T₃；

S6632)当新能源电源单元的有功功率出力偏差绝对值小于等于新能源电源单元的单元出力死区时，S6631设置的计时器开始计时；

S6633)当新能源电源单元的有功功率出力偏差绝对值大于新能源电源单元的单元出力死区时，S6631设置的计时器复归清零；

S6634)当计时器时间小于时间参数T₃时，处理后的储能电源单元补偿调节量等于S6620所得的储能电源单元的补偿调节量；

S6635)当计时器时间大于等于时间参数T₃时，处理后的储能电源单元补偿调节量等于0。

S6640)储能电源单元的单元有功功率目标值等于S6630所得储能电源单元的补偿调节量减去S6500所得储能电源单元的充放电修正功率；

S6700)储能电源单元按照S3000方法，对S6640所得单元有功功率目标值进行单元级AGC分配，并对各储能机组的有功功率进行调节。

假设互补集成电源总有功功率设定值保持在300MW，储能电源单元的单元有功功率额定容量为±150MW，在10s到30s时，由于电池需要充电且电网频率达到充电门槛，充放电修正功率为80MW，其它时间充放电修正功率均为0MW，则图15所示的控制模型中互补集成电源的调节效果如图17所示，容易从图中看出：

1、储能电源对于新能源电源在一定偏离程度内的(如0～120s时)，由于随机性和间歇性而带来的输出功率随机涨落有很好的补偿作用，有助于保持互补集成电源总有功功率实发值的稳定；

2、与“常规电源+储能电源”互补集成电源不同，“新能源+储能电源”互补集成电源对于储能电源电池的充放电需要以互补集成电源的总有功功率实发值偏离为代价，在图17中则体现为总有功功率实发值曲线在10～30s的下凹；

3、受额定容量和电池容量限制(在图17中主要体现为额定容量的限制)，当新能源电源的单元有功功率实发值大幅度偏离互补集成电源总有功功率设定值(如160～200s时)或长期偏离互补集成电源总有功功率设定值时，储能电源的辅助调节作用大幅降低，表明储能电源在改善新能源电源峰谷响应性能方面无法起到明显作用，且由于此时储能电源的调节资源被消耗殆尽(达到调节能力上限)，储能电源对新能源电源有功功率实发值随机涨落的补偿作用也随之消失。

S6800)为进一步展示本发明方法中储能电源电池“浅充浅放”的特点，进一步构建储能电源+新能源电源的仿真模型，其中在储能电源单元中设置了3台储能机组，3台储能机组电池容量比例为5:8:10，控制模型如图18所示，其中集成电源总有功功率设定值、集成电源总有功功率实发值、新能源单元有功功率实发值、储能电源单元各机组有功功率实发值、储能电源单元各机组电池荷电状态、储能电源单元各机组电池荷电容量比例、储能电源单元电池总荷电容量比例、储能电源单元充放电修正功率等的关系图分别如图19所示，从图19的调节效果中可见：

1)储能机组进行有功功率调节时的调节幅度，同时与电池容量和电池荷电状态有关，虽然储能机组3的电池容量是储能机组1的两倍，但因为储能机组3电池的初始荷电容量比例远远低于储能机组1，所以导致储能机组3的放电幅度反而小于储能机组1；

2)由于新能源单元没有调节能力，因此按本发明方法，对充放电修正功率的计算同时需要到考虑电网频率，只有当电网频率高于某一特定值时，储能机组电池才能进行入充电状态，反之则只有当电网频率低于某一特定值时，储能机组电池才能进入放电状态；

3)虽然在仿真初始阶段人为设置3台储能机组的电池荷电容量比例有较大差异，但是在本发明“浅充浅放”策略的支配下，所有储能机组电池荷电的容量比例逐渐趋向于一致，同时如上所述，由于本发明的充放电策略能使储能机组单元电池总荷电量维持较好的平衡，因此所有储能机组的电池也自然而然的处于较为平衡(既不过度充电，也不过度放电)的状态。

S7000)设置“常规电源+新能源”互补集成单元，通过对常规电源单元的单元有功功率目标值进行分配，对常规电源单元的一次调频调节系数进行设置，以及计算新能源电源机组的开停机操作建议，以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求；控制模型如图20所示，为了直观显示调节效果，控制模型中排除了一次调频的影响，但本行业技术人员容易了解到，即使引入了常规电源对自身一次调频以及对新能源电源的一次调频响应，也不会影响本发明方法的实施效果，包括：

S7100)计算常规电源单元的单元有功功率目标值，等于互补集成电源总有功功率设定值减去S4400所得新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量；

S7200)计算未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围，其中T₁为S4100所述的人为设置参数，包括：

S7210)计算未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围下限或容纳范围各连续区间下限，包括：

S7211)如果调度提前下发了互补集成电源的有功功率计划曲线，则将未来T₁时间内各时间点互补集成电源总有功功率设定值减去S2260所得常规电源单元联合运行区上限(联合运行区仅包括一段连续区间的情况下)或联合运行区各连续区间上限(联合运行区包括多段连续区间的情况下)，即为未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围下限(联合运行区仅包括一段连续区间的情况下)或容纳范围各连续区间下限(联合运行区包括多段连续区间的情况下)；

S7212)如果调度没有提前下发互补集成电源的有功功率计划曲线，则将当前互补集成电源总有功功率设定值减去S2260所得常规电源单元联合运行区上限(联合运行区仅包括一段连续区间的情况下)或联合运行区各连续区间上限(联合运行区包括多段连续区间的情况下)，即为未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围下限(联合运行区仅包括一段连续区间的情况下)或容纳范围各连续区间下限(联合运行区包括多段连续区间的情况下)；

S7220)计算未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围上限或容纳范围各连续区间上限，包括：

S7221)如果调度提前下发了互补集成电源的有功功率计划曲线，则将未来T₁时间内各时间点互补集成电源总有功功率设定值减去S2260所得常规电源单元联合运行区下限(联合运行区仅包括一段连续区间的情况下)或联合运行区各连续区间下限(联合运行区包括多段连续区间的情况下)，即为未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围上限(联合运行区仅包括一段连续区间的情况下)或容纳范围各连续区间上限(联合运行区包括多段连续区间的情况下)；

S7222)如果调度没有提前下发互补集成电源的有功功率计划曲线，则将当前互补集成电源总有功功率设定值减去S2260所得常规电源单元联合运行区下限(联合运行区仅包括一段连续区间的情况下)或联合运行区各连续区间下限(联合运行区包括多段连续区间的情况下)，即为未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围上限(联合运行区仅包括一段连续区间的情况下)或容纳范围各连续区间上限(联合运行区包括多段连续区间的情况下)；

S7230)未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围为未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围取交集，该范围可能为一个连续区间，也可能由多个连续区间组成，假设未来T₁时间内总有功功率设定值从900MW逐渐减少到800MW又逐渐增加到1000MW，其中某几个时间点的总有功功率设定值分别为900、850、800、950、1000MW，常规电源单元联合运行区则为(300,600)∪(700,950)，则未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围分别为(－50,200)∪(300,600)、(－100,150)∪(250,550)、(－150,100)∪(200,500)、(0,250)∪(350,650)、(50,300)∪(400,700)，对以上范围求交集得到未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围为(50,100)∪(400,500)。

S7300)将常规电源的单元有功功率目标值与S2260所述单元联合运行区进行比较，有两种可能结果，包括：

S7310)当单元有功功率目标值包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值可行，于是按照S2000方法，将S7100所得单元有功功率目标值进行单元级AGC分配；

S7320)当单元有功功率目标值不包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值不可行，则需要通过后续步骤，寻找使单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议。

S7400)寻找针对常规电源单元的运行操作建议，逻辑示意如图2所示，包括：

S7410)按照S2320方法，寻找通过将未投入AGC的机组投入AGC控制而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，并对运行操作建议的优先级进行排序；

S7420)按照S2330方法，寻找通过将未发电的机组转为发电态并投入AGC而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，并对运行操作建议的优先级进行排序；

S7430)按照S2340方法，寻找通过将发电的机组转为非发电态而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，并对运行操作建议的优先级进行排序。

S7500)计算当前新能源电源单元机组开停机状态与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，本步骤连同后续步骤S7600、S7700的运算逻辑如图21所示，包括：

S7510)计算S7230所得未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围包含的各连续区间(指组成该容纳范围的一个或多个连续区间)与未来T₁时间内新能源电源单元有功功率可能波动范围的上限不匹配度，将S4131所得未来T₁时间内新能源电源单元有功功率可能波动范围的上限分别减去S7230所得未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围包含的各连续区间的上限，并分别对计算结果进行判断，若大于0，则该连续区间上限不匹配度等于计算结果，否则上限不匹配度等于0；

S7520)计算S7230所得未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围包含的各连续区间(指组成该容纳范围的一个或多个连续区间)与未来T₁时间内新能源电源单元有功功率可能波动范围的下限不匹配度，将S7230所得未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围包含的各连续区间的下限分别减去S4132所得未来T₁时间内新能源电源单元有功功率可能波动范围的下限，并分别对计算结果进行判断，若大于0，则该连续区间下限不匹配度等于计算结果，否则下限不匹配度等于0；

S7530)按照与S7230所得未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围包含的各连续区间一一对应的关系，将S7510所得各连续区间的上限不匹配度分别减去S7520所得各连续区间的下限不匹配度，对所有结果取绝对值，再从所有结果的绝对值中取最小的一个值，得到当前新能源电源单元机组开停机状态与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，例如S7230得到未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围为(50,100)∪(400,500)，假设未来T₁时间内新能源电源单元有功功率可能波动范围是(200,250)，则其与单元有功功率容纳范围两段连续区间的上限不匹配度分别为max[0,250－100]＝150、max[0,250－500]＝0，下限不匹配度分别为max[0,50－200]＝0、max[0,400－200]＝200，两段连续区间的上限不匹配度分别减去下限不匹配度再取绝对值分别为150、200，于是不匹配度量化值等于两个结果中的最小值，即不匹配度量化值等于150。

S7600)寻找将发电的风电机组进行停机的操作建议，以及寻找将发电的光伏机组进行停机的操作建议，以风电为例包括(光伏电机按照相同的操作来寻找)：

S7610)人工设置建议停机操作的判断阈值参数；

S7620)设置变量v₃，v₃的初始值为1；

S7630)如果v₃小于等于风电停机序列长度，则设置原不匹配度量化值变量，原不匹配度量化值变量等于S7530所得的不匹配度量化值，否则跳转至步骤S7660；

S7640)计算风电停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₃的范围与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，包括：

S7641)计算S7230所得未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围包含的各连续区间(指组成该容纳范围的一个或多个连续区间)与风电停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₃的范围的上限不匹配度，将风电停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₃的范围上限分别减去S7230所得未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围包含的各连续区间的上限，并分别对计算结果进行判断，若大于0，则该连续区间上限不匹配度等于计算结果，否则上限不匹配度等于0；

S7642)计算S7230所得未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围包含的各连续区间(指组成该容纳范围的一个或多个连续区间)与风电停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₃的范围的下限不匹配度，将S7230所得未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围包含的各连续区间的下限分别减去风电停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₃的范围的下限，并分别对计算结果进行判断，若大于0，则该连续区间下限不匹配度等于计算结果，否则下限不匹配度等于0；

S7643)按照与S7230所得未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围包含的各连续区间一一对应的关系，将S7641所得各连续区间的上限不匹配度分别减去S7642所得各连续区间的下限不匹配度，对所有结果取绝对值，再从所有结果的绝对值中取最小的一个值，得到与风电停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₃的范围与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值。

S7650)将原不匹配度量化值变量减去S7643所得不匹配度量化值，并根据计算结果进行以下操作，包括：

S7651)如果计算结果大于等于S7610设置的判断阈值参数，则v₃＝v₃+1，如果此时v₃大于风电停机序列长度，则跳转至步骤S7660，否则将原不匹配度量化值变量更新为S7643所得不匹配度量化值，并跳转至步骤S7640继续执行；

S7652)如果计算结果小于S7610设置的判断阈值参数，则跳转至步骤S7660继续执行。

S7660)根据变量v₃的值生成操作建议，包括：

S7661)如果v₃＝1，则不生成任何操作建议；

S7662)如果v₃＞1，则生成停机操作建议，建议对风电停机序列中排序1至v₃－1所对应的风电机组执行停机操作。

S7700)寻找将可用且未发电的风电机组进行开机的操作建议，以及寻找将可用且未发电的光伏机组进行开机的操作建议，以光伏机组为例包括(风电电机按照相同的操作来寻找)：

S7710)人工设置建议开机操作的判断阈值参数；

S7720)设置变量v₄，v₄的初始值为1；

S7730)如果v₄小于等于光伏开机序列长度，则设置原不匹配度量化值变量，原不匹配度量化值变量等于S7530所得的不匹配度量化值，否则跳转至步骤S7760；

S7740)计算光伏开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₄的范围与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，包括：

S7741)计算S7230所得未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围包含的各连续区间(指组成该容纳范围的一个或多个连续区间)与光伏开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₄的范围的上限不匹配度，将光伏开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₄的范围上限分别减去S7230所得未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围包含的各连续区间的上限，并分别对计算结果进行判断，若大于0，则该连续区间上限不匹配度等于计算结果，否则上限不匹配度等于0；

S7742)计算S7230所得未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围包含的各连续区间(指组成该容纳范围的一个或多个连续区间)与光伏开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₄的范围的下限不匹配度，将S7230所得未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围包含的各连续区间的下限分别减去光伏开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₄的范围的下限，并分别对计算结果进行判断，若大于0，则该连续区间下限不匹配度等于计算结果，否则下限不匹配度等于0；

S7743)按照与S7230所得未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围包含的各连续区间一一对应的关系，将S7741所得各连续区间的上限不匹配度分别减去S7742所得各连续区间的下限不匹配度，对所有结果取绝对值，再从所有结果的绝对值中取最小的一个值，得到与光伏开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₄的范围与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值。

S7750)将原不匹配度量化值变量减去S7743所得不匹配度量化值，并根据计算结果进行以下操作，包括：

S7751)如果计算结果大于等于S7710设置的判断阈值参数，则v₄＝v₄+1，如果此时v₄大于光伏开机序列长度，则跳转至步骤S7760，否则将原不匹配度量化值变量更新为S7743所得不匹配度量化值，并跳转至步骤S7740继续执行；

S7752)如果计算结果小于S7710设置的判断阈值参数，则跳转至步骤S7760继续执行。

S7760)根据变量v₄的值生成操作建议，包括：

S7761)如果v₄＝1，则不生成任何操作建议；

S7762)如果v₄＞1，则生成开机操作建议，建议对光伏开机序列中排序1至v₄－1所对应的光伏机组执行开机操作。

S7800)生成辅助运行人员决策的操作建议，包括：

S7810)将S7400生成的运行操作建议分类，并按照优先级(某类操作建议多于1条时)进行有序展示；

S7820)将S7600生成的风电机组停机操作建议和光伏机组停机操作建议分别进行有序展示；

S7830)将S7700生成的风电机组开机操作建议和光伏机组开机操作建议分别进行有序展示。

S7900)对常规电源单元各单机闭环机组进行有功功率调节，包括：

S7910)综合控制模块计算常规电源单元的一次调频调节系数，包括：

S7911)综合控制模块计算常规电源单元的一次调频缩放系数，等于(新能源电源单元有功功率额定容量+常规电源单元有功功率额定容量)÷常规电源单元有功功率额定容量，假设常规电源单元有功功率额定容量为200MW，新能源电源单元有功功率额定容量为100MW，则常规电源单元的一次调频缩放系数为(200+100)/200＝1.5；

S7912)综合控制模块计算常规电源单元的一次调频调节系数，等于电网下发的常规电源机组一次调频调节系数乘以S7911所得一次调频缩放系数；

S7913)常规电源单元各机组在实际执行一次调频调节时，根据S7912所得的一次调频调节系数进行调节，根据S7911举例，假设电网频率发生某特定偏差时，原本常规电源单元某机组的一次调频调节量为40MW，则为了承担新能源电源的一次调频任务，该机组的一次调频调节量被放大到40×1.5＝60MW。

S7920)按照S2500方法对投入AGC的水电机组的单机AGC有功功率分配值进行修正，其中在对一次调频相关参数进行计算时，使用S7912所得的一次调频调节系数；

S7930)按照S2600方法对各单机闭环机组进行有功功率调节，其中在对一次调频相关参数进行计算时，使用S7912所得的一次调频调节系数。

假设互补集成电源总有功功率设定值在70s时由300MW改变为400MW，常规电源单元的有功功率目标值由水电机组和火电机组各承担50％，并且水电机组对火电机组的二次调频过程给予动态补偿，则图20所示的控制模型中互补集成电源的调节效果如图22所示，与“新能源+储能电源”互补集成电源的调节效果图17对照不难看出，常规电源对于新能源电源输出功率在短时间内的随机涨落无法起到明显的补偿作用，却能够有效抑制新能源电源的单元有功功率实发值的大幅度偏离，因此“常规电源+新能源”互补集成电源与“新能源+储能电源”互补集成电源两相比较，后者的输出功率稳定性优于前者，而前者的峰谷响应性能优于后者。

S8000)设置“常规电源+新能源+储能电源”互补集成单元，通过对常规电源单元和储能电源单元的单元有功功率目标值进行分配，对常规电源单元的一次调频调节系数进行设置，以及计算新能源电源机组的开停机操作建议，以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求，以及储能电源电池的充放电要求；控制模型如图23所示，为了直观显示调节效果，控制模型中排除了一次调频的影响，但本行业技术人员容易了解到，即使引入一次调频也不会影响本发明方法的实施效果，包括：

S8100)按照S5100方法计算储能电源单元的充放电修正功率；

S8200)综合控制模块计算常规电源的单元有功功率目标值，常规电源的单元有功功率目标值等于互补集成电源总有功功率设定值减去S4500所得新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，再加上S8100所得的充放电修正功率，本步骤采用新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，是考虑到互补集成电源中包含了储能电源单元，从而有条件适当降低常规电源单元对于新能源电源单元有功功率实发值随机涨落的敏感度，根据S4500举例，常规电源单元对于新能源电源单元有功功率实发值随机涨落的敏感度为储能电源单元的三分之一；

S8300)将常规电源的单元有功功率目标值与S2260所述单元联合运行区进行比较，有两种可能结果，包括：

S8310)当单元有功功率目标值包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值可行，于是按照S2000方法，对S8200所得常规电源的单元有功功率目标值进行单元级AGC分配，并按S7900方法对常规电源机组的有功功率进行一次调频和二次调频调节，包括：

S8311)按照S7910方法计算常规电源单元的一次调频调节系数，并在常规电源单元各机组实际执行一次调频任务时，根据经过综合控制模块放大后的一次调频调节系数进行调节；

S8312)按照S7920方法对投入AGC的水电机组的单机AGC有功功率分配值进行修正；

S8313)按照S7930方法对常规电源各单机闭环机组进行有功功率调节。

S8320)当单元有功功率目标值不包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值不可行，则需要通过后续步骤，寻找使单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，包括：

S8321)按照S7400方法，寻找针对常规电源单元的运行操作建议；

S8322)按照S7500、S7600、S7700方法，寻找针对新能源电源单元的开停机操作建议；

S8323)按照S7800方法，生成辅助运行人员决策的操作建议。

S8400)综合控制模块计算储能电源单元的单元有功功率目标值，包括：

S8410)将互补集成电源总有功功率设定值加上常规电源单元的单元一次调频修正量(按如S7910所述经过综合控制模块放大后的一次调频调节系数进行计算)，然后减去新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量，再减去常规电源单元的单元有功功率实发值，得到常规电源单元和新能源电源单元的有功功率总调节偏差；

S8420)将储能电源单元的补偿调节量初始设置为S8410所得的有功功率总调节偏差，然后按固定周期对补偿调节量和当期有功功率总调节偏差进行比较，包括：

S8421)当两者的差值绝对值大于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的单补偿调节量等于当期有功功率总调节偏差；

S8422)当两者的差值绝对值小于等于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的补偿调节量保持不变。

S8430)参照S5430方法对储能电源单元的补偿调节量作死区处理，得到储能电源单元的单元有功功率目标值，处理逻辑如图11所示，包括：

S8431)人工设置计时器和时间参数T₄；

S8432)当S8410所得有功功率总调节偏差的绝对值小于等于常规电源单元有功功率调节死区时，S8431设置的计时器开始计时；

S8433)当S8410所得有功功率总调节偏差的绝对值大于常规电源单元有功功率调节死区时，S8431设置的计时器复归清零；

S8434)当计时器时间小于时间参数T₄时，储能电源单元有功功率目标值等于S8420所得的补偿调节量；

S8435)当计时器时间大于等于时间参数T₄时，储能电源单元有功功率目标值等于0。

S8500)储能电源单元按照S3000方法，对S8430所得单元有功功率目标值进行单元级AGC分配，并对各储能机组的有功功率进行调节。

假设互补集成电源总有功功率设定值在70s时由300MW改变为400MW，常规电源单元的有功功率目标值由水电机组和火电机组各承担50％，并且水电机组对火电机组的二次调频过程给予动态补偿，储能电源电池的充放电修正功率在140s时由0改变为100MW，则图23所示的控制模型中互补集成电源的调节效果如图24所示，容易看出：1)得益于常规电源对于新能源电源单元有功功率实发值大幅度偏离的补偿作用，以及储能电源对于新能源电源单元有功功率实发值随机涨落的补偿作用，互补集成电源的总有功功率实发值始终保持了极高的稳定性，且除个别时间段外，储能电源基本处于较低负荷状态，保障了电池“浅充浅放”的要求；2)得益于储能电源优越的调节性能，在互补集成电源总有功功率设定值在70s由300MW改变为400MW时，互补集成电源的总有功功率实发值响应性非常良好，调节延时、调节速率、调节精度等指标均处于较高水平；3)储能电源电池的充放电修正功率在140s由0改变为100M时，常规电源单元的有功功率实发值随之增加，从而能够使储能电源电池进入充电状态，而这一过程并未对互补集成电源的总有功功率实发值稳定性造成不良影响。

S8600)为进一步展示本发明方法中储能电源电池“浅充浅放”的特点，进一步构建常规电源+储能电源+新能源的仿真模型，其中在储能电源单元中设置了3台储能机组，3台储能机组的电池容量比例为5:8:10，控制模型如图25所示，其中集成电源总有功功率实发值、常规电源单元有功功率实发值、新能源单元有功功率实发值、储能电源单元各机组有功功率实发值、储能电源单元各机组电池荷电状态、储能电源单元各机组电池荷电容量比例、储能电源单元电池总荷电容量比例、储能电源单元的充放电修正功率等的关系图分别如图26所示，从图26的调节效果中可见：

1)储能机组进行有功功率调节时的调节幅度，同时与电池容量和电池荷电状态有关，虽然储能机组3的电池容量是储能机组1的两倍，但因为储能机组3电池的初始荷电容量比例远远低于储能机组1，所以导致储能机组3的放电幅度反而小于储能机组1；

2)虽然在仿真初始阶段人为设置3台储能机组的电池荷电容量比例有较大差异，但是在本发明“浅充浅放”策略的支配下，所有储能机组电池荷电的容量比例逐渐趋向于一致，同时如上所述，由于本发明的充放电策略能使储能机组单元电池总荷电量维持较好的平衡，因此所有储能机组的电池也自然而然的处于较为平衡(既不过度充电，也不过度放电)的状态。

以上给出的实施例是实现本发明较优的例子，本发明不限于上述实施例。本领域的技术人员根据本发明技术方案的技术特征所做出的任何非本质的添加、替换，均属于本发明的保护范围。

Claims (14)

1.一种水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，其特征在于，将发电类型相近的机组归为一个电源单元进行调节，通过多能互补集成电源集控中心对参与构成互补集成电源的常规电源、储能电源、新能源电源进行协调控制；

所述多能互补集成电源集控中心设置有综合控制模块，以及常规电源单元、储能电源单元和新能源单元；综合控制模块为满足参与电源的不同组合方式设有包括常规电源+储能电源互补集成单元、新能源+储能电源互补集成单元、常规电源+新能源互补集成单元、常规电源+新能源+储能电源互补集成单元在内的二级控制模块；

所述常规电源+储能电源互补集成单元，将充放电修正功率引入常规电源单元、储能电源单元的单元有功功率目标值进行分配；以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求，以及储能电源电池的充放电要求；充放电修正功率等于

α为充放电系数，

和

分别为第i储能机组的电池荷电最大值和最小值；

所述新能源+储能电源互补集成单元，基于将新能源的一次调频任务转嫁到储能电源对储能电源单元的单元有功功率目标值进行分配，并生成新能源电源机组的开停机操作建议；以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求，以及储能电源电池的充放电要求；

所述常规电源+新能源互补集成单元，基于将新能源的一次调频任务转嫁到常规电源对常规电源单元的单元有功功率目标值进行分配，对常规电源单元的一次调频调节系数进行设置；基于新能源电源单元有功功率波动范围与互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，生成对新能源机组的开停机操作建议；以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求；

所述常规电源+新能源+储能电源互补集成单元，基于将新能源的一次调频任务转嫁到常规电源和储能电源，并引入充放电修正功率，由常规电源单元纠正新能源电源单元有功功率实发值的偏差及对储能电源单元充电，储能电源单元维持互补集成电源总有功功率实发值稳定；对常规电源单元和储能电源单元的单元有功功率目标值进行分配，对常规电源单元的一次调频调节系数进行设置，生成新能源电源机组的开停机操作建议；以满足互补集成电源总有功功率设定值和一次调频的调节要求，以及储能电源电池的充放电要求；

所述常规电源单元，其依据包括水力、火力在内的常规电源的基本参数得到常规电源控制中间参数并发给综合控制模块；根据接收到的单元有功功率目标值、一次调频调节系数进行常规电源单元级AGC分配和机组有功功率闭环调节；

所述储能电源单元，其依据储能电源的基本参数得到储能电源控制中间参数并发给综合控制模块；根据接收到的单元有功功率目标值进行储能电源的单元级AGC分配和机组有功功率闭环调节；

所述新能源单元，其依据包括风力、光伏发电在内的新能源得到新能源电源控制中间参数并发给综合控制模块；并下发风力、光伏发电机组的开停机操作指令。

2.如权利要求1所述的水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，其特征在于，所述综合控制模块对常规电源单元的单元有功功率目标值的分配为：常规电源单元的单元有功功率目标值等于互补集成电源总有功功率设定值减去新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，再加上储能电源单元的充放电修正功率；

所述综合控制模块对常规电源单元的一次调频调节系数的设置为：电网下发的常规电源机组一次调频调节系数乘以一次调频缩放系数；所述一次调频缩放系数等于(新能源电源单元有功功率额定容量+常规电源单元有功功率额定容量)÷常规电源单元有功功率额定容量；

所述综合控制模块对储能电源单元的单元有功功率目标值的分配为：将互补集成电源总有功功率设定值加上常规电源单元的单元一次调频修正量，然后减去新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量，再减去常规电源单元的单元有功功率实发值，得到有功功率总调节偏差；储能电源单元的单元有功功率目标值依据有功功率总调节偏差按固定周期进行更新；

所述储能电源单元的充放电修正功率，是储能电源单元依据各储能机组电池电量状态、电池容量、充放电系数，按周期对充放电修正功率进行更新；

所述新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量、及其滤波值，是基于新能源电源单元的单元有功功率实发值、新能源电源单元的出力死区按固定周期更新；

所述综合控制模块根据新能源电源单元与互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，结合当前的新能源电源单元的开停机序列以及与开停机序列分别对应的有功功率可能波动范围序列，生成对新能源电源机组的开停机操作建议；

所述不匹配度量化值，是综合控制模块根据新能源电源单元的有功功率可能波动范围、互补集成电源总有功功率设定值、常规电源单元的单元联合运行区得到。

3.如权利要求1所述的水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，其特征在于，若常规电源单元同时含有水电机组和火电机组时，综合控制模块基于火电机组的有功功率分配值、一次调频修正量获取二次调频动态调节偏差，在分派单机有功功率时由水电机组对火电机组的二次调频性能进行动态补偿；

若互补集成电源包含常规电源，则将常规电源作为储能电源电池的充放电来源，常规电源单元的单元有功功率目标值增加储能电源单元的充放电修正功率；

若互补集成电源不含常规电源，则将电网作为储能电源电池的充放电来源，储能电源单元的单元有功功率目标值依据新能源电源单元的有功功率出力偏差、储能电源单元的充放电修正功率按固定周期进行更新。

4.如权利要求1、2或3所述的水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，其特征在于，所述综合控制模块获取的参数包括：

S1100)综合控制模块输入的参数：

S1111)直接输入的互补集成电源总有功功率设定值；

S1112)各类型电源单元发送的单元有功功率额定容量，其中常规电源和新能源电源的单元有功功率额定容量等于该类电源单元正在发电的机组的单机有功功率额定容量的总和，储能电源的单元有功功率额定容量取决于由各储能机组的额定容量和电池状态；

S1113)各类型电源单元发送的单元有功功率实发值，为该类型单元各机组单机有功功率实发值的总和；

S1114)常规电源单元和储能电源单元发送的单元有功功率调节死区，分别等于各类电源单元正在发电的机组的单机有功功率调节死区的总和；

S1115)常规电源单元和新能源电源单元发送的单元一次调频目标调节量，分别等于各类电源单元正在发电的机组的单机一次调频目标调节量的总和；

S1120)常规电源单元发送的输入参数：

S1121)常规电源单元的单元联合运行区、S1122)常规电源单元的单元一次调频实际调节量、S1123)常规电源单元的单元一次调频修正量，当常规电源单元各机组的一次调频实际调节量可以测量时，其等于常规电源单元的单元一次调频实际调节量，否则等于S1115所述常规电源单元的单元一次调频目标调节量；

S1130)储能电源单元发送的参数：储能电源单元的充放电修正功率，由储能电源单元根据各储能机组电池荷电状态、充放电系数按固定周期更新；

S1140)新能源电源单元发送的参数：

S1141)新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量，由新能源电源单元根据单元有功功率实发值和各新能源机组出力死区按固定周期更新；

S1142)新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，由新能源电源单元根据单元有功功率实发值、滤波门槛和各新能源机组出力死区按固定周期更新；

S1143)新能源电源单元的有功功率可能波动范围，是对未来一定时间内新能源电源单元有功功率波动范围的预测结果；

S1144)新能源电源单元的开机序列和停机序列，以及分别与其对应的有功功率可能波动范围序列。

5.如权利要求1、2或3所述的水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，其特征在于，所述常规电源单元的运行包括：

S2100)确定常规电源单元的机组类型：

S2110)按照动力能源和调节机制划分的水电机组和火电机组；

S2120)按照发电机组的有功功率调节受控状态的不同，划分的单机开环机组、单机闭环机组、投入AGC的机组、未投入AGC的机组；

S2200)建立投入AGC各机组的组合出力模型，并计算联合运行区、联合建议运行区、联合限制运行区，确定各机组当前的单机AGC有功功率分配值；

S2300)将常规电源的单元有功功率目标值与单元联合运行区进行比较，当单元有功功率目标值包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值可行；当单元有功功率目标值不包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值不可行，则寻找使单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议；将生成的运行操作建议分类，并按照所得优先级进行有序展示；

S2400)计算投入AGC机组的单机AGC有功功率分配值：计算常规电源的单元AGC有功功率分配值，在满足条件时，启动常规电源的单元级AGC分配流程；然后确定投入AGC机组的目标分布组合方式、确定投入AGC机组的目标出力组合方式；根据投入AGC机组的目标出力组合方式，对投入AGC各机组进行AGC有功功率分配并修正；

S2500)由水电单元对火电单元的二次调频性能进行动态补偿，对投入AGC的水电机组的单机AGC有功功率分配值进行修正，得到单机AGC有功功率修正分配值；

S2600)常规电源单元各单机闭环机组的有功功率调节：

S2610)确定各单机闭环机组的单机有功功率设定值；

S2620)将常规电源单元各单机闭环机组的单机有功功率设定值与一次调频修正量叠加，得到各机组单机有功功率执行值；

S2630)常规电源单元各单机闭环机组的有功功率控制系统，以单机有功功率执行值为目标，对单机有功功率实发值和单机有功功率执行值之间的偏差进行计算，并根据计算结果输出连续信号对机组单机有功功率实发值进行调节，以使机组单机有功功率实发值趋向于单机有功功率执行值，并最终稳定在单机有功功率执行值的调节死区范围内。

6.如权利要求5所述的水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，其特征在于，所述S2300)中当单元有功功率目标值不包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值不可行，则寻找使单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，包括以下操作：

S2320)寻找通过将未投入AGC的机组投入AGC控制而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，包括：

S2321)设置循环变量i₁，i₁的初始值设置为1；

S2322)对i₁进行判断，如果i₁大于未投入AGC的机组数量则终止S2320，否则继续执行以下步骤，以寻找将i₁台未投入AGC的机组投入AGC控制而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议；

S2323)列举从所有未投入AGC的机组中选取i₁台的所有组合方式，共C(j₁,i₁)种，其中C()是组合数函数，j₁是未投入AGC的机组数量；

S2324)分别按照S2323列举的C(j₁,i₁)种组合方式，将各种方式所选取的未投入AGC的机组假设为投入AGC，并重新采用S2200方法计算单元联合运行区和单元联合建议运行区，然后根据新计算出的单元联合运行区，采用S2300方法重新判断单元有功功率目标值的可行性；

S2325)根据S2324计算结果，如果有且仅有1种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则生成运行操作建议；如果有多种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则根据这些方式分别生成操作建议，并跳转至步骤S2326继续执行；如果没有任何一种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则i₁＝i₁+1，然后跳转至步骤S2322对i₁是否大于未投入AGC的机组数量进行判断，并根据判断结果决定是否执行后续步骤；

S2326)对S2325生成的多项操作建议进行优先级排序，排序依据是这些操作建议分别对应的从未投入AGC的机组中选取i₁台机组的组合方式，以及S2324所得的各个操作建议分别对应的变化后的单元联合运行区和单元联合建议运行区范围，这些排序依据按照重要程度由高到低分别为：单元有功功率目标值是否属于单元联合建议运行区，选取机组中水电机组和火电机组的数量，单元有功功率目标值距离单元联合运行区边界或分段边界的差值绝对值大小；

S2330)寻找通过将未发电的机组转为发电态并投入AGC而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，包括：

S2331)设置循环变量i₂，i₂的初始值设置为1；

S2332)对i₂进行判断，如果i₂大于可用且未发电的机组数量则终止S2330，否则继续执行以下步骤，以寻找将i₂台可用且未发电的机组转为发电态并投入AGC而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议；

S2333)列举从所有可用且未发电的机组中选取i₂台的所有组合方式，共C(j₂,i₂)种，其中j₂是可用且未发电的机组数量；

S2334)分别按照S2333列举的C(j₂,i₂)种组合方式，将各种方式所选取的可用且未发电的机组假设为发电态且投入AGC，并重新采用S2200方法计算单元联合运行区和单元联合建议运行区，然后根据新计算出的单元联合运行区，采用S2300方法重新判断单元有功功率目标值的可行性；

S2335)根据S2334计算结果，如果有且仅有1种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则生成运行操作建议；如果有多种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则根据这些方式分别生成操作建议“将对应方式选取的可用且未发电的机组转为发电态并投入AGC”，并跳转至步骤S2336继续执行；如果没有任何一种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则i₂＝i₂+1，然后跳转至步骤S2332对i₂是否大于可用且未发电的机组数量进行判断，并根据判断结果决定是否执行后续步骤；

S2336)对S2335生成的多项操作建议进行优先级排序，排序依据是这些操作建议分别对应的从可用且未发电的机组中选取i₂台机组的组合方式，以及S2334所得的各个操作建议分别对应的变化后的单元联合运行区和单元联合建议运行区范围，这些排序依据按照重要程度由高到低分别为：选取机组中水电机组和火电机组的数量，单元有功功率目标值是否属于单元联合建议运行区，单元有功功率目标值距离单元联合运行区边界或分段边界的差值绝对值大小；

S2340)寻找通过将发电的机组转为非发电态而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议，包括：

S2341)设置循环变量i₃，i₃的初始值设置为1；

S2342)对i₃进行判断，如果i₃大于发电的机组数量则终止S2340，否则继续执行以下步骤，以寻找将i₃台发电的机组转为非发电态而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议；

S2343)列举从所有发电的机组中选取i₃台的所有组合方式，共C(j₃,i₃)种，其中j₃是发电的机组数量；

S2344)分别按照S2343列举的C(j₃,i₃)种组合方式，将各种方式所选取的发电的机组假设为非发电态，并重新采用S2200方法计算单元联合运行区和单元联合建议运行区，然后根据新计算出的单元联合运行区，采用S2300方法重新判断单元有功功率目标值的可行性；

S2345)根据S2344计算结果，如果有且仅有1种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则生成运行操作建议；如果有多种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则根据这些方式分别生成操作建议“将对应方式选取的发电的机组转为非发电态”，并跳转至步骤S2346继续执行；如果没有任何一种方式重新生成的单元联合运行区能使单元有功功率目标值可行，则i₃＝i₃+1，然后跳转至步骤S2342对i₃是否大于发电的机组数量进行判断，并根据判断结果决定是否执行后续步骤；

S2346)对S2345生成的多项操作建议进行优先级排序，排序依据是这些操作建议分别对应的从发电的机组中选取i₃台机组的组合方式，以及S2344所得的各个操作建议分别对应的变化后的单元联合运行区和单元联合建议运行区范围，这些排序依据按照重要程度由高到低分别为：选取机组中未投入AGC的机组和投入AGC的机组的数量、单元有功功率目标值是否属于单元联合建议运行区，单元有功功率目标值距离单元联合运行区边界或分段边界的差值绝对值大小；

S2350)将S2320、S2330、S2340生成的操作建议分类，并按照S2326、S2336、S2346所得优先级进行有序展示；

所述S2500)由水电机组动态补偿火电机组的二次调频性能，对投入AGC的水电机组的单机AGC有功功率分配值进行修正，得到单机AGC有功功率修正分配值，包括以下操作：

S2510)计算常规电源单元中水电机组可用于对火电机组调节过程进行动态补偿的可调裕度：

S2511)计算各投入AGC的水电机组的单机AGC有功功率分配值的可增加裕度：等于各水电机组单机AGC有功功率分配值所处于的单机运行区的上限减去单机AGC有功功率分配值；

S2512)计算各投入AGC的水电机组的单机AGC有功功率分配值的可减少裕度：等于各水电机组单机AGC有功功率分配值减去单机AGC有功功率分配值所处于的单机运行区的下限；

S2513)将各投入AGC的水电机组的可增加裕度相加，即为常规电源单元的水电机组总可增裕度；

S2514)将各投入AGC的水电机组的可减少裕度相加，即为常规电源单元的水电机组总可减裕度；

S2520)确定常规电源单元各单机闭环机组的一次调频修正量：

S2521)计算电网频率偏差：电网频率偏差等于电网额定频率减去电网实时频率；

S2522)如果电网频率偏差绝对值小于等于机组一次调频门槛，则机组一次调频修正量等于0；

S2523)如果电网频率偏差绝对值大于机组一次调频门槛，则机组一次调频目标调节量等于机组额定容量乘以S2521所得电网频率偏差再乘以机组一次调频调节系数；

S2524)当机组一次调频的实际调节量可以测量或取得时，机组一次调频修正量等于一次调频实际调节量，否则机组一次调频修正量等于S2523所得机组一次调频目标调节量；

S2530)计算常规电源单元中火电机组调节过程中的动态补偿需求量，包括：

S2531)计算常规电源单元各单机闭环火电机组的动态调节偏差：各单机闭环火电机组的单机AGC有功功率分配值加上S2520所得一次调频修正量再减去单机有功功率实发值；

S2532)对S2531所得各单机闭环火电机组的动态调节偏差进行判断，如果机组的动态调节偏差的绝对值大于单机有功功率调节死区，则该机组的动态补偿需求量等于动态调节偏差，否则该机组的动态补偿需求量等于0；

S2533)将常规电源单元中所有单机闭环火电机组的动态补偿需求量相加，即为常规电源单元火电机组的总动态补偿需求量；

S2540)计算常规电源单元中投入AGC水电机组的总动态补偿量，包括：

S2541)根据先验经验设置小于1且大于0的补偿缩放系数用于总动态补偿量的计算；

S2542)当S2533所得火电机组的总动态补偿需求量等于0时，水电机组的总动态补偿量同样等于0；

S2543)当S2533所得火电机组的总动态补偿需求量大于0时，将总动态补偿需求量乘以补偿缩放系数后，与S2513所得的水电机组总可增裕度比较，如果前者小于等于后者，则水电机组的总动态补偿量等于前者，否则水电机组的总动态补偿量等于后者；

S2543)当S2533所得火电机组的总动态补偿需求量小于0时，将总动态补偿需求量绝对值乘以补偿缩放系数后，与S2514所得的水电机组总可减裕度比较，如果前者小于等于后者，则水电机组的总动态补偿量等于火电机组总动态补偿需求量乘以补偿缩放系数，否则水电机组的总动态补偿量等于水电机组的总可减裕度的负数；

S2544)按照固定周期对火电机组总动态补偿需求量乘以补偿缩放系数所得结果和水电机组总动态补偿量进行比较，如果二者的差值绝对值大于所有发电的火电机组的单机有功功率调节死区总和，或者前者等于0而后者不等于0，则重新执行S2540步骤；

S2550)将常规电源单元中投入AGC水电机组的总动态补偿量，分配至投入AGC的各水电机组，得到投入AGC各水电机组的单机动态补偿量：

S2551)当水电机组的总动态补偿量等于0时，各投入AGC水电机组的单机动态补偿量同样等于0；

S2552)当水电机组的总动态补偿量大于0时，按照各投入AGC水电机组单机AGC有功功率分配值可增加裕度在水电机组总可增裕度中的占比，将总动态补偿量分配至各水电机组；计算方式为总动态补偿量除以总可增裕度，然后乘以该机组单机AGC有功功率分配值的可增加裕度；

S2553)当水电机组的总动态补偿量小于0时，按照各投入AGC水电机组单机AGC有功功率分配值可减少裕度在水电机组总可减裕度中的占比，将总动态补偿量分配至各水电机组；计算方式为总动态补偿量除以总可减裕度，然后乘以该机组单机AGC有功功率分配值的可减少裕度；

S2560)将S2550所得投入AGC各水电机组的单机动态补偿量与S2450所得各机组的单机AGC有功功率分配值相加，得到常规电源单元投入AGC各水电机组的单机AGC有功功率修正分配值；

所述S2610)中确定各单机闭环机组的单机有功功率设定值为：

S2611)对于未投入AGC的单机闭环机组，单机有功功率设定值由运行人员手动设置；

S2612)对于投入AGC的火电机组，单机有功功率设定值等于单机AGC有功功率分配值；

S2613)对于投入AGC的水电机组，单机有功功率设定值等于S2560所得的单机AGC有功功率修正分配值；

S2620)将常规电源单元各单机闭环机组的单机有功功率设定值与S2520所得一次调频修正量叠加，得到各机组单机有功功率执行值。

7.如权利要求1所述的水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，其特征在于，所述储能电源单元的运行包括：

S3100)计算储能电源单元各储能机组电池荷电的容量比例r_i、储能电源单元电池荷电的总体容量比例r；

式中SOC_i为储能机组i的电池荷电状态，

和

分别为储能机组i的电池荷电最大值和最小值；

S3200)设置储能电源单元电池荷电状态总体容量比例的判断阈值R₁’～R₆’；其中，0＜R₁’＜R₂’＜R₃’＜R₄’＜R₅’＜R₆’＜1、R₁’+R₆’＝1、R₂’+R₅’＝1、R₃’+R₄’＝1；

S3300)根据判断阈值判断储能电源单元的电池总体电量状态；

S3400)设置储能机组电池荷电状态容量比例的判断阈值R₁～R₄；其中，0＜R₁＜R₂＜R₃＜R₄＜1、R₁+R₄＝1、R₂+R₃＝1；

S3500)设置储能电源单元各储能机组调节系数的辅助计算参数：S3510)设置4个阈值参数K₁、K₂、K₃、K₄，其中0＜K₁＜K₂＜K₃＜K₄；S3520)设置储能机组调节系数的变化梯度参数ΔK，0＜ΔK＜min[K₁,K₂－K₁,K₃－K₂,K₄－K₃]，其中min[]为取最小值函数，设置ΔK以防止在调节过程中储能机组调节系数变化过于剧烈；

S3600)计算储能电源单元各储能机组的向上调节系数和向下调节系数；

S3700)对储能电源单元的单元有功功率目标值进行单元级AGC分配：

S3710)当储能电源单元的单元有功功率目标值等于0时，各储能机组的单机有功功率设定值等于0；

S3720)当储能电源单元的单元有功功率目标值大于0时，各储能机组的单机有功功率设定值按各储能机组向上调节系数和电池容量乘积的相互比例进行分配，如果计算结果大于储能机组正向单机有功功率额定容量，则将储能机组正向单机有功功率额定容量作为单机有功功率设定值；

S3730)当储能电源单元的单元有功功率目标值小于0时，各储能机组的单机有功功率设定值按各储能机组向下调节系数和电池容量乘积的相互比例进行分配；如果计算结果小于储能机组负向单机有功功率额定容量，则将储能机组负向单机有功功率额定容量作为单机有功功率设定值；

S3800)储能电源单元各储能机组的有功功率控制系统，以单机有功功率设定值为目标，根据单机有功功率实发值和单机有功功率设定值之间的偏差，输出连续信号对储能机组单机有功功率实发值进行调节，以使储能机组单机有功功率实发值趋向于单机有功功率设定值，并最终稳定在单机有功功率设定值的调节死区范围内。

8.如权利要求7的水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，其特征在于，所述储能电源单元的各储能机组的调节系数的修正包括：

S3610)储能电源单元各储能机组的向上调节系数修正：

S3611)初始化设置储能电源单元各储能机组的向上调节系数

式中

为储能机组i的向上调节系数；

S3612)按固定周期对各储能机组的向上调节系数进行修正：循环周期中先计算各储能机组向上调节的生效阈值参数

当0≤r_i＜R₁时

当R₁≤r_i＜R₂时

当R₂≤r_i≤R₃时

当R₃＜r_i≤R₄时

当R₄＜r_i≤1时

然后比较

与

当两者的差值绝对值小于等于ΔK时

当两者的差值绝对值大于ΔK且

时

当两者的差值绝对值大于ΔK且

时

S3620)储能电源单元各储能机组的向下调节系数修正：

S3621)初始化设置储能电源单元各储能机组的向下调节系数

式中

为储能机组i的向下调节系数；

S3622)按固定周期对各储能机组的向下调节系数进行修正：循环周期中先计算各储能机组向下调节的生效阈值参数k_i ，当0≤r_i＜R₁时k_i ＝K₄；当R₁≤r_i＜R₂时k_i ＝K₃；当R₂≤r_i≤R₃时k_i ＝K₂；当R₃＜r_i≤R₄时k_i ＝K₁；当R₄＜r_i≤1时k_i ＝0；

然后比较

与k_i ，当两者的差值绝对值小于等于ΔK时

当两者的差值绝对值大于ΔK且

时

当两者的差值绝对值大于ΔK且

时

所述储能电源单元的单元有功功率目标值按以下操作进行单元级AGC分配：

S3710)当储能电源单元的单元有功功率目标值等于0时，各储能机组的单机有功功率设定值等于0；

S3720)当储能电源单元的单元有功功率目标值大于0时，储能机组的单机有功功率设定值等于

式中

为储能电源单元的单元有功功率目标值；若计算结果大于储能机组正向单机有功功率额定容量，则将储能机组正向单机有功功率额定容量作为单机有功功率设定值；

S3730)当储能电源单元的单元有功功率目标值小于0时，储能机组的单机有功功率设定值等于

若计算结果小于储能机组负向单机有功功率额定容量，则将储能机组负向单机有功功率额定容量作为单机有功功率设定值；

所述储能电源单元的单元有功功率额定容量的确定为：

S3910)计算储能电源单元的各储能机组的向上调节能力，当储能机组的向上调节的生效阈值参数

时，该机组的向上调节能力为该机组正向单机有功功率额定容量；

当储能机组的向上调节的生效阈值参数

时，该机组的向上调节能力为该机组正向单机有功功率额定容量乘以

再除以K₂；

S3920)将各储能机组的向上调节能累加，得到储能电源单元的正向单元有功功率额定容量；

S3930)计算储能电源单元的各储能机组的向下调节能力，当储能机组的向下调节的生效阈值参数k_i ≥K₂时，该机组的向下调节能力为该机组负向单机有功功率额定容量；

当储能机组的向下调节的生效阈值参数k_i ＜K₂时，该机组的向下调节能力为该机组负向单机有功功率额定容量乘以k_i 再除以K₂；

S3940)将各储能机组的向下调节能累加，得到储能电源单元的负向单元有功功率额定容量。

9.如权利要求1所述的水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，其特征在于，所述新能源单元的运行包括：

S4100)为每台新能源机组生成未来T₁时间内的有功功率的可能波动范围，并计算新能源电源的单元有功功率的可能波动范围，其中T₁是为新能源机组可能的开停机操作预留充分时间所设定的参数：

S4200)分别生成光伏机组和风电机组的开停机序列：

S4210)分别生成发电的光伏机组和风电机组的停机序列，优先级按机组处于发电态的持续时间计算，处于发电态的持续时间越长，优先级越高；

S4220)分别生成可用且未发电的光伏机组和风电机组的开机序列，优先级按机组处于非发电态的持续时间计算，处于非发电态的持续时间越长，优先级越高；

S4300)分别生成与光伏机组和风电机组开停机序列对应的有功功率可能波动范围序列：

S4310)针对光伏机组和风电机组分别生成与开机序列对应的有功功率可能波动范围序列；

S4320)分别生成与光伏机组和风电机组停机序列对应的有功功率可能波动范围序列；

S4400)计算新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量：

S4410)将新能源电源单元有功功率实发值参与计算量初始设置为等于单元有功功率实发值；

S4420)将新能源电源单元各机组的出力死区进行累加，得到新能源电源单元的单元出力死区；

S4430)按固定周期对新能源电源单元有功功率实发值参与计算量和当期新能源电源单元有功功率实发值进行比较：

S4431)如果二者的差值绝对值小于等于新能源电源单元的出力死区，则新能源电源单元有功功率实发值参与计算量保持不变；

S4432)如果二者的差值绝对值大于新能源电源单元的出力死区，则新能源电源单元有功功率实发值参与计算量等于当期新能源电源单元有功功率实发值；

S4500)计算新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值为：

S4510)将新能源电源单元有功功率实发值参与计算量滤波值初始设置为等于单元有功功率实发值；

S4520)计算新能源电源单元有功功率实发值的滤波门槛，包括：

S4521)设置缩放系数λ，λ＞1；

S4522)新能源电源单元有功功率实发值的滤波门槛等于单元出力死区乘以λ；

S4530)按固定周期对新能源电源单元有功功率实发值参与计算量滤波值和当期新能源电源单元有功功率实发值进行比较：

S4531)如果二者的差值绝对值小于等于滤波门槛，则新能源电源单元有功功率实发值参与计算量滤波值保持不变；

S3532)如果二者的差值绝对值大于滤波门槛，则新能源电源单元有功功率实发值参与计算量滤波值等于当期新能源电源单元有功功率实发值；

S4600)计算新能源电源单元的单元一次调频目标调节量：

S4610)计算电网频率偏差；

S4620)如果电网频率偏差绝对值小于等于给定的一次调频门槛，则新能源电源单元的单元一次调频目标调节量等于0；

S4630)如果电网频率偏差绝对值大于一次调频门槛，则新能源电源单元的单元一次调频目标调节量等于新能源电源单元有功功率实发值乘以电网频率偏差再乘以给定的新能源一次调频调节系数。

10.如权利要求1、3、6或7所述的水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，其特征在于，所述综合控制模块或常规+储能电源单元对常规电源单元、储能电源单元的单元有功功率目标值的分配为：

常规电源的单元有功功率目标值等于互补集成电源总有功功率设定值加储能电源单元的充放电修正功率；

所述储能电源单元的充放电修正功率的修正为：

S5110)设置充放电参数α₁和紧急充放电参数α₂，其中0＜α₁＜α₂；

S5120)根据储能电源单元的电池总体电量状态，每隔固定周期对充放电系数α进行计算：S5121)当电池总量处于极理想电量状态时，充放电系数α＝0；

S5122)当电池总量处于较低电量状态时，充放电系数α＝α₁；

S5123)当电池总量处于极低电量状态时，充放电系数α＝α₂；

S5124)当电池总量处于较高电量状态时，充放电系数α＝-α₁；

S5125)当电池总量处于极高电量状态时，充放电系数α＝-α₂；

S5126)当电池总量处于较理想电量状态时，充放电系数保持原来的值不变；

S5130)根据充放电系数，计算储能电源单元的充放电修正功率；

所述储能电源单元的单元有功功率目标值的分配为：

S5310)将互补集成电源总有功功率设定值加上常规电源单元的单元一次调频修正量，然后减去常规电源单元的单元有功功率实发值，得到常规电源单元的单元有功功率调节偏差；储能电源单元的单元有功功率目标值依据单元有功功率调节偏差按固定周期进行更新；

S5320)将储能电源单元的补偿调节量的初始值设为常规电源单元的单元有功功率调节偏差；按固定周期，将补偿调节量与当期的常规电源单元有功功率调节偏差进行比较，然后对储能电源单元的补偿调节量进行更新：

S5321)两者的差值绝对值大于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，补偿调节量等于当期的常规电源单元有功功率调节偏差；

S5322)两者的差值绝对值小于等于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，补偿调节量保持不变；

S5330)对储能电源单元的补偿调节量作死区处理：

S5331)设置计时器和时间参数T₂；

S5332)当常规电源单元的单元有功功率调节偏差的绝对值小于等于常规电源单元有功功率调节死区时，计时器开始计时；

S5333)当常规电源单元的单元有功功率调节偏差的绝对值大于常规电源单元有功功率调节死区时，计时器复归清零；

S5334)当计时器时间小于时间参数T₂时，储能电源单元有功功率目标值等于补偿调节量；

S5335)当计时器时间大于等于时间参数T₂时，储能电源单元有功功率目标值等于0；

S5500)互补集成控制单元将经死区处理后的单元有功功率目标值发送给储能电源单元；

储能电源单元按照单元有功功率目标值进行单元级AGC分配，并对各储能机组的有功功率进行调节。

11.如权利要求1所述的水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，其特征在于，所述综合控制模块或新能源+储能电源单元对储能电源单元的调节包括：

S6500)计算储能电源单元的充放电修正功率：

S6511)输入预设的比例参数w₁、w₂和充放电功率变化死区；

S6512)计算储能电源单元的理想额定充放电功率，

w₂×新能源电源单元的单元有功功率实发值]，其中min[]为求最小值函数；

S6513)初始设置储能电源单元的实际额定充放电功率为理想额定充放电功率，并按固定周期对实际额定充放电功率与当期理想额定充放电功率进行比较：

当二者之间的差值绝对值小于预设的充放电功率变化死区时，实际额定充放电功率保持不变，否则将实际额定充放电功率更新为当期理想额定充放电功率；

S6520)储能电源单元的电池充放电门槛值的设置：

S6521)当电池总量处于极理想电量状态时，充放电门槛值为负数，防止对电池进行充放电；

S6522)当电池总量处于较低电量或较高电量状态时，充放电门槛值为0；

S6523)当电池总量处于极低电量或极高电量状态时，充放电门槛值为β，β为设置的介于0到互补集成电源的一次调频门槛；

S6524)当电池总量处于较理想电量状态时，充放电门槛值保持原来的值不变；

S6530)计算单元电池荷电的总体容量比例r＜50％时的充放电修正功率：

S6531)当电网实际频率小于等于电网额定频率减去电池充放电门槛值时，充放电修正功率为0；

S6532)当电网实际频率大于电网额定频率减去电池充放电门槛值时，充放电修正功率为实际额定充放电功率；

S6540)计算单元电池荷电的总体容量比例r＞50％时的充放电修正功率：

S6541)当电网实际频率大于等于电网额定频率加上电池充放电门槛值时，充放电修正功率为0；

S6542)当电网实际频率小于电网额定频率加上电池充放电门槛值时，充放电修正功率为S6513所得的实际额定充放电功率的负值；

S6600)计算储能电源单元的单元有功功率目标值：

S6610)将互补集成电源总有功功率设定值加上新能源电源单元的单元一次调频目标调节量，然后减去新能源电源单元的单元有功功率实发值，得到新能源电源单元的有功功率出力偏差；

S6620)将储能电源单元的补偿调节量初始化设置为新能源电源单元的有功功率出力偏差，然后按固定周期对补偿调节量与当期有功功率出力偏差进行比较：

S6621)当两者的差值绝对值大于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的补偿调节量等于当期有功功率出力偏差；

S6622)当两者的差值绝对值小于等于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的补偿调节量保持不变；

S6630)对储能电源单元的补偿调节量作死区处理；

S6631)设置计时器和时间参数T₃；

S6632)当新能源电源单元的有功功率出力偏差绝对值小于等于新能源电源单元的单元出力死区时，计时器开始计时；

S6633)当新能源电源单元的有功功率出力偏差绝对值大于新能源电源单元的单元出力死区时，计时器复归清零；

S6634)当计时器时间小于时间参数T₃时，储能电源单元补偿调节量等于S6620所得的储能电源单元的补偿调节量；

S6635)当计时器时间大于等于时间参数T₃时，储能电源单元补偿调节量等于0；

S6640)储能电源单元的单元有功功率目标值等于死区处理后的储能电源单元的补偿调节量减去储能电源单元的充放电修正功率；

S6700)综合控制模块将单元有功功率目标值发送给储能电源单元。

12.如权利要求1所述的水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，其特征在于，所述综合控制模块或常规电源+新能源单元对常规电源单元的调节包括：

S7100)计算常规电源单元的单元有功功率目标值，等于互补集成电源总有功功率设定值减去新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量；并将其分配给常规电源单元；

S7200)互补集成单元计算常规电源单元的一次调频缩放系数，等于(新能源电源单元有功功率额定容量+常规电源单元有功功率额定容量)÷常规电源单元有功功率额定容量；

互补集成单元计算常规电源单元的一次调频调节系数，等于电网下发的常规电源机组一次调频调节系数乘以一次调频缩放系数；

常规电源单元各机组在执行一次调频调节、有功功率调节时，使用缩放后的一次调频调节系数进行调节。

13.如权利要求1所述的水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，其特征在于，所述综合控制模块或常规能源+新能源+储能电源单元的运行包括：

S8100)计算储能电源单元的充放电修正功率；

S8200)计算常规电源单元的单元有功功率目标值，常规电源单元的单元有功功率目标值等于互补集成电源总有功功率设定值减去新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，再加上储能电源单元的充放电修正功率；

所述新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量滤波值，是基于新能源电源单元的单元有功功率实发值、滤波门槛、新能源电源单元的出力死区按固定周期更新；

计算常规电源单元的一次调频调节系数，常规电源单元的一次调频调节系数为电网下发的常规电源机组一次调频调节系数乘以一次调频缩放系数；所述一次调频缩放系数等于(新能源电源单元有功功率额定容量+常规电源单元有功功率额定容量)÷常规电源单元有功功率额定容量；

S8210)将常规电源的单元有功功率目标值与常规电源单元的单元联合运行区进行比较：

S8211)当单元有功功率目标值包含于单元联合运行区时，单元有功功率目标值可行；互补集成单元将单元有功功率目标值、一次调频调节系数发送给常规电源单元，由其对常规电源的单元有功功率目标值进行单元级AGC分配，并对常规电源机组的有功功率进行一次调频和二次调频调节；

S8212)当单元有功功率目标值不包含于单元联合运行区时，常规电源单元的单元有功功率目标值不可行，则寻找使单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议：

依次寻找通过将未投入AGC的机组投入AGC控制而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议、寻找通过将未发电的机组转为发电态并投入AGC而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议、寻找通过将发电的机组转为非发电态而使常规电源的单元有功功率目标值变得可行的运行操作建议；将寻找到的操作建议分类，并按照优先级进行有序展示，生成针对常规电源单元的运行操作建议；

常规电源单元各机组按S8200所得一次调频调节系数执行一次调频任务；

S8300)生成新能源机组的开停机建议，并发送给新能源电源单元；

S8400)计算储能电源单元的单元有功功率目标值：

S8410)将互补集成电源总有功功率设定值加上常规电源单元的单元一次调频修正量，然后减去新能源电源单元的单元有功功率实发值参与计算量，再减常规电源单元的单元有功功率实发值，得到常规电源单元和新能源电源单元的有功功率总调节偏差；

S8420)将储能电源单元的补偿调节量初始设置为有功功率总调节偏差，然后按固定周期对储能电源单元的补偿调节量与当期有功功率总调节偏差进行比较：

S8421)当两者的差值绝对值大于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的补偿调节量等于当期有功功率总调节偏差；

S8422)当两者的差值绝对值小于等于储能电源单元的单元有功功率调节死区时，储能电源单元的补偿调节量保持不变；

S8430)对储能电源单元的补偿调节量作死区处理：

S8431)人工设置计时器和时间参数T₄；

S8432)当得有功功率总调节偏差的绝对值小于等于常规电源单元有功功率调节死区时，S8431设置的计时器开始计时；

S8433)当S8410所得有功功率总调节偏差的绝对值大于常规电源单元有功功率调节死区时，S8431设置的计时器复归清零；

S8434)当计时器时间小于时间参数T₄时，储能电源单元有功功率目标值等于S8420所得的补偿调节量；

S8435)当计时器时间大于等于时间参数T₄时，储能电源单元有功功率目标值等于0；

S8500)综合控制模块将死区处理后的储能电源单元的单元有功功率目标值发送给储能电源单元；

储能电源单元根据得到的单元有功功率目标值，进行单元级AGC分配，并对各储能机组的有功功率进行调节。

14.如权利要求1、2、9、11、12或13所述的水火风光储多能互补集成电源的有功功率控制方法，其特征在于，综合控制模块、新能源+储能电源互补集成单元、常规电源+新能源互补集成单元或常规电源+新能源+储能电源互补集成单元，生成新能源机组开停机操作建议包括以下操作：

S8310)计算未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围，其中T₁为人工设置的时间参数：

S8311)计算未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围下限：如果调度提前下发了互补集成电源的有功功率计划曲线，则将未来T₁时间内各时间点互补集成电源总有功功率设定值减去常规电源单元联合运行区上限或储能电源单元的正向单元有功功率额定容量，得到未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围下限；

如果调度没有提前下发互补集成电源的有功功率计划曲线，则将当前互补集成电源总有功功率设定值减去常规电源单元联合运行区上限或储能电源单元的正向单元有功功率额定容量，得到未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围下限；

S8312)计算未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围上限：如果调度提前下发了互补集成电源的有功功率计划曲线，则将未来T₁时间内各时间点互补集成电源总有功功率设定值减去常规电源单元联合运行区下限或储能电源单元的负向单元有功功率额定容量，得到未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围上限；

如果调度没有提前下发互补集成电源的有功功率计划曲线，则将当前互补集成电源总有功功率设定值减去常规电源单元联合运行区下限或储能电源单元的负向单元有功功率额定容量，得到未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围上限；

S8313)未来T₁时间内的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围为未来T₁时间内各时间点的新能源电源单元的单元有功功率容纳范围取交集；

S8320)计算当前新能源电源单元机组开停机状态与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值：

S8321)计算上限不匹配度：将未来T₁时间内新能源电源单元有功功率可能波动范围的上限减去未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围上限，并对计算结果进行判断，若大于0，则上限不匹配度等于计算结果，否则上限不匹配度等于0；

S8322)计算下限不匹配度：将未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围的下限减去未来T₁时间内新能源电源单元有功功率可能波动范围的下限，并对计算结果进行判断，若大于0，则下限不匹配度等于计算结果，否则下限不匹配度等于0；

S8323)将上限不匹配度减去下限不匹配度，对结果取绝对值，得到当前新能源电源单元机组开停机状态与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值；

S8330)寻找将发电的新能源机组进行停机的操作建议：

S83310)人工设置建议停机操作的判断阈值参数；

S83320)设置变量v₃，v₃的初始值为1；

S83330)如果v₃小于等于新能源停机序列长度，则设置原不匹配度量化值变量，原不匹配度量化值变量等于S8320所得的不匹配度量化值，否则跳转至步骤S83360；

S83340)计算新能源停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₃的范围与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，包括：

S83341)计算排序v₃的范围的上限不匹配度：将新能源停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₃的范围上限减去未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围的上限，并对计算结果进行判断，若大于0，则该上限不匹配度等于计算结果，否则上限不匹配度等于0；

S83342)计算排序v₃的范围的下限不匹配度：将未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围的下限减去新能源停机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₃的范围的下限，并对计算结果进行判断，若大于0，则该下限不匹配度等于计算结果，否则下限不匹配度等于0；

S83343)将S83341所得的上限不匹配度减去S83342所得的下限不匹配度，对结果取绝对值，得到排序v₃的范围与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值；

S83350)将原不匹配度量化值变量减去S83343所得不匹配度量化值，并根据计算结果进行以下操作：

S83351)如果计算结果大于等于S83310设置的判断阈值参数，则v₃＝v₃+1，如果此时v₃大于新能源停机序列长度，则跳转至步骤S83360；否则将原不匹配度量化值变量更新为S83343所得不匹配度量化值，并跳转至步骤S83340继续执行；

S83352)如果计算结果小于S83310设置的判断阈值参数，则跳转至步骤S83360继续执行；

S83360)根据变量v₃的值生成操作建议，包括：

S83361)如果v₃＝1，则不生成任何操作建议；

S83362)如果v₃＞1，则生成停机操作建议，建议对新能源停机序列中排序1至v₃-1所对应的新能源机组执行停机操作；

S8340)寻找将可用且未发电的新能源机组进行开机的操作建议：

S83410)人工设置建议开机操作的判断阈值参数；

S83420)设置变量v₄，v₄的初始值为1；

S83430)如果v₄小于等于新能源机组开机序列长度，则设置原不匹配度量化值变量，原不匹配度量化值变量等于S8320所得的不匹配度量化值，否则跳转至步骤S83460；

S83440)计算新能源机组开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₄的范围与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值，包括：

S83441)计算排序v₄的范围的上限不匹配度：将新能源机组开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₄的范围上限减去未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围的上限，并对计算结果进行判断，若大于0，则该上限不匹配度等于计算结果，否则上限不匹配度等于0；

S83442)计算排序v₄的范围的下限不匹配度：将未来T₁时间内新能源电源单元的单元有功功率容纳范围的下限减去新能源机组开机序列对应的有功功率可能波动范围序列中排序v₄的范围的下限，并对计算结果进行判断，若大于0，则该下限不匹配度等于计算结果，否则下限不匹配度等于0；

S83443)将S83441所得的上限不匹配度减去S83442所得的下限不匹配度，对结果取绝对值，得到排序v₄的范围与未来T₁时间内互补集成电源总有功功率设定值的不匹配度量化值；

S83450)将原不匹配度量化值变量减去S83440所得不匹配度量化值，并根据计算结果进行以下操作：

S83451)如果计算结果大于等于S83410设置的判断阈值参数，则v₄＝v₄+1，如果此时v₄大于新能源机组开机序列长度，则跳转至步骤S83460，否则将原不匹配度量化值变量更新为S83443所得不匹配度量化值，并跳转至步骤S83440继续执行；

S83452)如果计算结果小于S83410设置的判断阈值参数，则跳转至步骤S83460继续执行；

S83460)根据变量v₄的值生成操作建议，包括：

S83461)如果v₄＝1，则不生成任何操作建议；

S83462)如果v₄＞1，则生成开机操作建议，建议对新能源机组开机序列中排序1至v₄-1所对应的新能源机组执行开机操作；

然后将S8330生成的新能源机组停机操作建议分别进行有序展示，并发送给新能源电源单元；

将S8340生成的新能源机组开机操作建议分别进行有序展示，并发送给新能源电源单元。

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