(57)【要約】  本発明は水力発電スケジューリングの分野に関し、省跨ぎ連通水力発電所群の長期間連合ピーキングスケジューリング方法が開示されており、送受電両端の水力発電所の水理学的特性の差異を充分に利用し、省跨ぎ水力発電所群の補償スケジューリングの作用を発揮するとともに、渇水期電力網の典型日の負荷特性を両立させ、水力電力の長期間電量を協調して割り当てると同時に、水力電力による電力網のピーク負荷に対する調節能力を向上することを特徴とする。その技術案として、最大の発電量と最小の渇水期の典型日のピークボトム差を目標として水力発電所群の多目標の最適化モデルを構築し、省跨ぎ領域跨ぎ流域間の水理学的特性と電源間の調節性能の差異を利用し、発電所を位置する出力区間に応じて組に分け、段階的に発電所の計算順序を協調し、段階的な最適化とダイナミックプログラミング逐次近似結合アルゴリズムを採用して送受電端の水力発電所群の最適な水位過程を最適化するとともに、省跨ぎ直流リンク輸送規制の制約に基づいて送電端直面負荷を再構築することによって、逐次カット負荷ストラテジーで典型日の出力過程を特定し、反復最適化により水力発電所群の長期間電量の割当方案と月ごとの典型日の電力過程を取得する。本発明は、送受電端の水力発電所群の補償調節特性を充分に利用し、電力網の長期間電量のニーズと短期間ピーキングのニーズに効果的に応答し、わが国の溪洛渡、錦屏等の大型水力発電所の省跨ぎ領域跨ぎの送電スケジューリングの実際のニーズを満たすことができる。
2019525705.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
省跨ぎ連通水力発電所群の長期間連合ピーキングスケジューリング方法であって、下記のステップを含むことを特徴とする；
ステップ1、基礎データを読取り、省跨ぎ連通水力発電所の運転条件制約及び制御条件制約、領域跨ぎ直流水力電力送電線路制約、受電電力網の月平均負荷、長期間の典型日の負荷を含む計算パラメータを初期化し、
ステップ2、省跨ぎ連通水力発電所群の長期間連合ピーキングの最適化スケジューリングモデルを構築し、該最適化スケジューリングモデルは最大の発電量と最小の渇水期の典型日のピーキングピークボトム差を最適化の目標とし、
ステップ3、通常の最大の発電量を目標とし省跨ぎ連通送受電端の水力発電所群に対して最適化計算を行い、モデル初期解を生成すると同時に、このときの電力網の渇水期の月ごとの典型日の残り負荷ピークボトム差の最大値Roを記録し、
ステップ4、渇水期の最小負荷ピークボトム差制約R=Ro-0.01を設置し、
ステップ5、反復回数k=0にし、
ステップ6、計算期間t=1にするとともに、Tをスケジューリング期間の総和期間数に定義し、
ステップ7、送受電端の発電所を所属する流域に応じて組に分け、分けられた組の総数をN組にし、
ステップ8、もしk＞0であれば、発電所の二段階の水位過程が変化したことがあるか否かを判断し、もしあれば、流量サーチステップをリセットし、ステップ9へ進み、もしなければ、t=t+1にし、もしt＞Tであれば、ステップ15へ進み、さもなければ本ステップを繰り返し、
ステップ9、計算に関与する水力発電所が増水期にあるか否かを判断し、もし増水期にあれば、計算を優先的に行い、さもなければ、増水期発電所が最適化された後で計算を行い、最高の計算優先度の発電所の組の順をn=0に定義し、
ステップ10、所定の目標条件で、ピークボトム差制約、領域跨ぎ直流水力電力送電線路制約及び他の通常水力発電所の制約条件を処理し、POA-DDDPアルゴリズムを採用してモデル二段階の最適流量過程をサーチすると同時に、逐次カット負荷法で発電所ｔとｔ+１の二段階の典型日の出力過程を処理し、二段階の典型日の最小負荷ピークボトム差RtとRt+1を計算し、
ステップ11、n=n+1にし、もしn＜Nであれば、ステップ10を繰り返し、さもなければ、ステップ12へ進み、
ステップ12、ステップ9-11を繰り返し、隣接する二回の最適探し結果の組内の発電所の水位過程に変化があるか否かを判断し、もしなければ、ステップ13へ進み、さもなければ、ステップ12を繰り返し、
ステップ13、流量サーチ進捗を縮小し、このときの流量サーチ進捗が進捗要求を満たすか否かを判断し、もし満たすのであれば、ステップ9へ進み、さもなければ、ステップ14へ進み、
ステップ14、t=t+1にし、もしt＞Tであれば、k=k+1にし、ステップ15へ進み、さもなければ、ステップ8へ進み、
ステップ15、各発電所の水位過程の今回反復に変化があるか否かを判断し、もしなければ、ステップ16へ進み、さもなければ、ステップ6へ進み、
ステップ16、月ごとの渇水期の月の典型日の最大ピークボトム差Rmax＝｛Rｔ’｝を統計し、ただし、t′は全ての渇水期の月を含み、
ステップ17、もしRmax＜Rであれば、今回の計算スケジューリング方案と渇水期の最小負荷ピークボトム差の制約値Rを、１つの可能な方案として出力するとともに、ステップ4へ進み、さもなければ計算を終了する。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は水力発電スケジューリングの分野に関し、特に省跨ぎ連通水力発電所群の長期間連合ピーキングスケジューリング方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
金砂江、雅竜江、瀾滄江の特大な流域の大型水力発電所群が集中して連系発電するにつれて、わが国は省跨ぎ領域跨ぎの水力電力輸送規模が急激に拡大して、最大輸送能力は既に6800万kWを超え、このような大規模なフィード水力電力は受電端の電力網に影響する作用が明らかに増大し、かつ、受電端の領域内の水力電力と非常に複雑な省跨ぎ連通水力電力システムを構成することによって、受電端の電力網の電力供給と負荷調節などの複雑なタスクのニーズを協力して満たし、受電端の電力網スケジューリング管理に新しいチャレンジと難題をもたらしている。これらの水力発電所群は数多くの省にわたり、水理学、地理、気象などの方面で巨大な差異が存在し、かつ、ダムは直列、並列が並存し、調節性能が多様であり、水力連係と電力連係とが互いに結合され、モデル化と解の求めの難度を大いに増加する一方、省跨ぎ連通水力電力スケジューリングは、送受電両端の電力網と発電所の運転制御要求とを両立させる必要があり、自身の利益を最大化にすると同時に、電力網の長期間の電量協調と短期間の負荷調節のニーズを如何にして両立させるかということは、省跨ぎ連通水力電力システムの解決しなければならない新しい課題である。
【０００３】
省跨ぎ領域跨ぎ水力電力スケジューリングに関する研究は特高圧直流水力電力輸送規模の絶えず増大に伴ってさらに注目され、一部の研究は、単一の流域のステップの省跨ぎ送電の課題に関し、例えば、紅水川の幹流は広東省と広西省へ送電し、金砂江下流は広東省、浙江省等へ送電し、水力電力短期間の省跨ぎピーキング方法の研究が展開され、さらに、個別の研究は直流水力電力が受電端の領域で複数の省レベルの電力網間の電力割当の課題に対して、電力網及び省の両レベルでの短期間の協調ピーキング方法の研究が展開され、これらの研究報道は主に直流水力電力が受電端の領域内での電力網および省の協調又は単一の流域のステップの省跨ぎ短期間のピーキングスケジューリングに重点を置き、送電端と受電端との電源を統一して考慮し研究することが極めて少なく、さらに長、短期間の複数の期間の尺度結合の複雑なスケジューリングのニーズに関わっておらず、この課題は、わが国の水力電力の広範囲の輸送配置の直面している技術ボトルネックであり、適切な理論方法と技術が要望されている。本発明の成果は国家自然科学基金重大計画重点サポートプロジェクト（91547201）と国家自然科学基金面上プロジェクト（51579029）に頼り、溪-浙特高圧送受電端の水力発電所群の長期間協調の最適化の課題を背景とし、高い実用価値と広く普及される価値とを有する省跨ぎ連通水力発電所群の長期間連合ピーキングスケジューリング方法を発明する。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
本発明の解決しようとする技術課題は、省跨ぎ連通水力発電所群の長期間連合ピーキングスケジューリング方法を提供することであり、該方法は電力システムの長期間電量のニーズ及び典型的な日のピーキングのニーズを両立させることができ、長期間の角度から電力システムの短期間ピーキングの圧力を緩和すると同時に、電力網の短期間ピーキング指標に基づいて水力電力長期間電量の年内割当を実現し、水力発電所の長短期間スケジューリング方案の作成効率と正確率を向上する。
【課題を解決するための手段】
【０００５】
本発明の技術案として、
省跨ぎ連通水力発電所群の長期間連合ピーキングスケジューリング方法であって、下記のステップを含む：
ステップ1；基礎データを読取り、省跨ぎ連通水力発電所の運転条件制約及び制御条件制約、領域跨ぎ直流水力電力送電線路制約、受電電力網の月平均負荷、長期間の典型日の負荷等を含む計算パラメータを初期化し、
ステップ2；省跨ぎ連通水力発電所群の長期間連合ピーキングの最適化スケジューリングモデルを構築し、該モデルは最大の発電量と最小の渇水期の典型日のピーキングピークボトム差を最適化の目標とし、
ステップ3；通常の最大の発電量を目標とし省跨ぎ連通送受電端の水力発電所群に対して最適化計算を行い、モデル初期解を生成すると同時に、このときの電力網の渇水期の月ごとの典型日の残り負荷ピークボトム差の最大値R0を記録し、
ステップ4；渇水期の最小負荷ピークボトム差制約R=R0-0.01を設置し、
ステップ5；反復回数k=0にし、
ステップ6；計算期間t=1にするとともに、Tをスケジューリング期間の総和期間数に定義し、
ステップ7；送受電端の発電所を所属する流域に応じて組に分け、分けられた組の総数をN組にし、
ステップ8；もしk＞0であれば、発電所の二段階の水位過程が変化したことがあるか否かを判断し、もしあれば、流量サーチステップをリセットし、ステップ9へ進み、もしなければ、t=t+1にし、もしt＞Tであれば、ステップ15へ進み、さもなければ本ステップを繰り返し、
ステップ9；計算に関与する水力発電所が増水期にあるか否かを判断し、もし増水期にあれば、計算を優先的に行い、さもなければ、増水期発電所が最適化された後で計算を行い、最高の計算優先度の発電所の組の順をn=0に定義し、
ステップ10；所定の目標条件で、ピークボトム差制約、領域跨ぎ直流水力電力送電線路制約及び他の通常水力発電所の制約条件を処理し、POA-DDDPアルゴリズムを採用してモデル二段階の最適流量過程をサーチすると同時に、逐次カット負荷法で発電所ｔとｔ+１の二段階の典型日の出力過程を処理し、二段階の典型日の最小負荷ピークボトム差RtおよびRt+1を計算し、
ステップ11；n=n+1にし、もしn＜Nであれば、ステップ10を繰り返し、さもなければ、ステップ12へ進み、
ステップ12；ステップ9-11を繰り返し、隣接する二回の最適探し結果の組内の発電所の水位過程に変化があるか否かを判断し、もしなければ、ステップ13へ進み、さもなければ、ステップ12を繰り返し、
ステップ13；流量サーチ進捗を縮小し、このときの流量サーチ進捗が進捗要求を満たすか否かを判断し、もしはいであれば、ステップ9へ進み、さもなければ、ステップ14へ進み、
ステップ14； t=t+1にし、もしt＞Tであれば、k=k+1にし、ステップ15へ進み、さもなければ、ステップ8へ進み、
ステップ15；各発電所の水位過程の今回反復に変化があるか否かを判断し、もしなければ、ステップ16へ進み、さもなければ、ステップ6へ進み、
ステップ16；月ごとの渇水期の月の典型日の最大ピークボトム差Rmax＝max｛Rｔ’｝を統計し、ただし、t′は全ての渇水期の月を含み、
ステップ17；もしRmax＜Rであれば、今回の計算スケジューリング方案と渇水期の最小負荷ピークボトム差の制約値Rを、１つの可能な方案として出力するとともに、ステップ4へ進み、さもなければ計算を終了する。
【０００６】
従来の技術に比べられ、本発明の技術案を実施すると、下記のような有益な効果を実現することができる。すなわち、本発明により言及されている方法によれば、省跨ぎ送電水力発電所群の送受電両端の水力発電所の水理学的特性の差異を充分に利用し、省跨ぎ水力発電所群の補償スケジューリング作用を効果的に発揮すると同時に、水力電力システムの長期間電量の利益及び受電端電力のバランスのニーズを両立させることができる。また、渇水期の電力網の典型日の負荷特性を充分に考慮に入れ、長期間電量を協調して割り当てると同時に、電力網の典型日の残り負荷ピークボトム差を低減し、水力電力システムの発電量及び電力網長期間ピーキング利益を効果的に向上させる。かつ、本発明に言及されている省跨ぎ水力発電所群の協調方法が従来の領域外への送電発電所の運転方式に対する影響が小さいため、わが国の特高圧直流水力電力の領域跨ぎ省跨ぎ大規模輸送に効果的で実用的な技術手段を提供する。
【図面の簡単な説明】
【０００７】
【図１】増水渇水期の水力発電所の典型日の出力区間の説明図である。
【図２】送受電端の発電所の段階的に最適化する順序の説明図である。
【図３】POA-DDDP二段階サブ問題サーチ過程の説明図である。
【図４】50%典型区間流量におけるモデルの複数の方案のピークボトム差-発電量の分布状況図である。
【図５】典型方案の水力発電所群の月ごとの発電量の対比図である。
【図６】本発明により言及される方法の典型方案の溪洛渡スケジューリング方案と実際スケジューリング方案との出力及び水位過程の対比図である。
【図７】本発明により言及される方法の典型方案の灘坑スケジューリング方案と実際スケジューリング方案との出力及び水位過程の対比図である。
【発明を実施するための形態】
【０００８】
本発明は省跨ぎ連通水力発電所群の長期間連合ピーキングスケジューリング方法に関し、以下、図及び実例を参照しながら本発明をさらに説明する。
【０００９】
省跨ぎ連通水力発電所群の長期間最適化スケジューリング計画は、作成中の過程において電力網の長短期間の負荷特性、省跨ぎ送電線路の短期間制約、水力発電所の水情況、設備点検などの多くの要素に影響される。本発明に係る方法は、主に四つの側面の重要な課題を解決する。すなわち、一、如何にして省跨ぎ連通水力発電所群の連合の最適化スケジューリングモデルを構築するか；二、如何にして省跨ぎ連通水力発電所群の増水渇水期の差異を利用し、異なる水理学的情勢での水力発電所のスケジューリング特性を発揮するか；三、如何にして省跨ぎ送電発電所及びその送電線路の典型日の制約を解決し、送電発電所の典型日の出力課題を処理するか、四、如何にして水力発電所群の最適的な水位過程をサーチするか、である。以下それぞれ四つの側面に係る課題の解決案を述べる。
【００１０】
(a) 省跨ぎ連通水力発電所群の連合の最適化スケジューリングモデル
一般的には、水力発電所群の長期間発電の最適化スケジューリングの目標は、年をスケジューリング周期にし、月または旬を計算期間にし、スケジューリング期間内の各発電所の最適月平均水位過程を特定することによって、長期間電量の最適化を実現し、そのスケジューリング結果は発電所及び電力網の運転利益に関する。通常の水力電力スケジューリングモデルに比べ、省跨ぎ送電水力電力と受電端の電力網の水力発電所群スケジューリングは、送電端の水力発電所群の運転制御条件を考慮に入れた上で、さらに直流水力電力リンクの複雑な送電規制制約を両立させなければならず、モデルの時空結合がさらに緊密になり、解求めの難度がさらに高くなる。本発明で構築されるモデルは最大の発電量と最小の渇水期の典型日における残り負荷ピークボトムの差を目標として採用し、水力発電所群の長期間電量の最適化と短期間ピーキングのスケジューリングのニーズを両立させる。目標関数はそれぞれ下記のように示す。
最大の発電量：スケジューリング期間内の総和水力電力システムの最大の発電量を目標とする。
2019525705.tif 000003
【００１１】
最小の渇水期の典型日の残り負荷ピークボトム差：ピークボトム差は電力システム一日内の負荷のピーキング難度を表し、残り負荷ピークボトム差が減少するほど、火力発電等の他の電源の直面する負荷のピーキング圧力は小さくなり、逆に、電源のピーキング圧力が大きくなる。
2019525705.tif 000004
【００１２】
式中、F1は最大の発電量の目標を示し、F2は最小の渇水期の典型日の残り負荷ピークボトム差の目標を示し、ｍは発電所の番号を示し、Mは計算に関与する発電所の総数を示し、M1は計算に関与する省内発電所の総数を示し、M2は計算に関与する省外発電所の総数を示し、ｔはスケジューリング期間の番号を示し、Δｔは長期間スケジューリングの期間を示し、Tはスケジューリング全周期を示し、T2は水力電力スケジューリング周期内の渇水期の月の組を示し、iは典型日の期間の番号を示し、Iは典型日の期間の総和長さを示し、Cdαyは電力網の典型日の負荷を示し、単位はMWである。
【００１３】
2019525705.tif 000005
【００１４】
2019525705.tif 000006
【００１５】
2019525705.tif 000007
【００１６】
2019525705.tif 000008
【００１７】
（3）典型日の出力登り制約
2019525705.tif 000009
式中、ΔPｄαyｍは発電所mの出力変動幅規制。
【００１８】
（4）典型日の出力持続時間制約
2019525705.tif 000010
ｖｍは発電所m最大及び最小輸送電力の最少な持続の期間の数を示す。
【００１９】
2019525705.tif 000011
【００２０】
2019525705.tif 000012
【００２１】
2019525705.tif 000013
【００２２】
省跨ぎ連通水力発電所群は数多くの省を跨ぎ、送受電端の発電所は顕著な水理学的特性の差異を有し、通常増水渇水期が非同期する特性を呈し、その互いに補償し協調する能力を発揮するために、スケジューリング周期内に水力発電所を組に分け段階的に協調しスケジューリングする。送受電端の発電所の増水渇水期が非同期の期間に、両地方の水力発電所は典型日の負荷で担当する動作位置が異なり、そのうち、図1に示すように、増水期にある発電所はベース負荷を担当し、渇水期にある発電所はピーク負荷を担当する。
【００２３】
2019525705.tif 000014
【００２４】
2019525705.tif 000015
【００２５】
2019525705.tif 000016
【００２６】
ピークボトム差制約により渇水期にある発電所の月ごとの電量を改めて割り当て、典型日のピーキングの全局的な目標を実現し、上記のステップを組み合わせ、図2に示すように、順序について解を求める。
【００２７】
(c) 省跨ぎ送電発電所の典型日の制約処理方法
受電端の水力発電所は式（12）によりその典型日の発電量を特定することができ、さらに成熟した逐次カット負荷方法により典型日の発電所の制約（11）-（15）を処理することができ、その典型日の出力過程について解を求める。省跨ぎ送電水力発電所の典型日の電力過程は発電所自体の制約を受けるほか、さらに式（16）-（18）の特高圧直流送電線路制約の規制を受け、直接的に逐次カット負荷法によりその典型日の出力過程について、解を求めると、2つの方面の制約を同時に満たすことができない。従って、本発明では省跨ぎ送電の水力発電所群の典型日の直面負荷を再構築し、直面負荷が自然に特高圧送電線路制約を満すようにしてから、さらに逐次カット負荷法により各発電所の典型日の出力過程について解を求めることによって、送電端発電所群の典型日の総出力が制約（11）-（18）を同時に満たすように保証する。具体的なステップは下記の通りである。
【００２８】
2019525705.tif 000017
【００２９】
2019525705.tif 000018
【００３０】
2019525705.tif 000019
【００３１】
（5）Pαを送電端水力発電所群の直面負荷にして、逐次カット負荷方法により各送電発電所の典型日の出力過程を特定し、このとき、送電発電所は発電所の典型日の制約および特高圧線路の典型日の制約を同時に満たすことができる。
【００３２】
(d) 最適水位サーチストラテジー
本文では、POA-DDDPアルゴリズムを採用して省跨ぎ連通水力発電所群最適水位過程について解を求める。POA-DDDP二段階のサブ問題サーチ過程の説明図は図4に示すように、具体的な最適化ステップを下記のように示し、
（1）t=1，m=1，n=1にする；
【００３３】
（2）第m組第n台の発電所のt期間の初期水位とt+1期間の最終水位を一定にし、ｔ期間の出庫流量Stmをストラテジー変数にし、設定される初期流量離散ステップεに基づいて、第ｎ組内の各発電所の出庫流量を Stm上下で離散させることによって、3つの出庫流量の数値を取得し、Stm,ｋ=Stm+（2-ｋ）Ｘε， ｋ＝1，2，3に記録する。組内の全ての発電所 Stm,ｋから３Mn個の組み合わせた状態を構成する；
【００３４】
（3）順にｂ=1，2，…，３Mnのときに、上下流の順序により調節計算を行う：組内の発電所に対してそのｔ期間の出庫流量を計算し、ｔ期間に一定の流量で調節され、ｔ+１期間に一定の水位で調節され、組外の入庫流量が変化している発電所に対してｔとｔ+１期間に一定の水位で調節を行う。前記処理発電所の典型日の制約に基づいて、かつ逐次カット負荷方法により発電所のｔとｔ+１期間の典型的な日出力を更新し、目標関数とペナルティ関数値との差を計算する；
【００３５】
（4）n=n+1にし、もしn=該組の総和の発電所の数Nであれば、m=m+1となり、ステップ5へ進み、さもなければステップ2へ進む；
【００３６】
（5）もしm=総和の発電所の組の数Mであれば、ステップ6へ進み、さもなければステップ2へ進む；
【００３７】
（6）ε＝ε/２にし、もしεが精度の要求を満たせば、サブ問題サーチが終了し、さもなければステップ1へ進む。
【００３８】
(e) 全体的な解を求める方法ステップ
上記の重要な課題の解決思想を組み合わせ、1回の完全な省跨ぎ連通水力発電所群の長期間連合ピーキングスケジューリング方法の最適化過程は下記のステップで示すことができる：
【００３９】
ステップ1、基礎データを読取り、省跨ぎ連通水力発電所の運転条件制約及び制御条件制約、領域跨ぎ直流水力電力送電線路制約、受電電力網の月平均負荷、長期間の典型日の負荷等を含む計算パラメータを初期化し、
【００４０】
ステップ2、省跨ぎ連通水力発電所群の長期間連合ピーキングの最適化スケジューリングモデルを構築し、該モデルは最大の発電量と最小の渇水期の典型日のピーキングピークボトム差を最適化の目標とし、
【００４１】
ステップ3、通常の最大の発電量を目標とし省跨ぎ連通送受電端の水力発電所群に対して最適化計算を行い、モデル初期解を生成すると同時に、このときの電力網の渇水期の月ごとの典型日の残り負荷ピークボトム差の最大値Roを記録し、
【００４２】
ステップ4、渇水期の最小負荷ピークボトム差制約R＝Ro-0.01を設置し、
【００４３】
ステップ5、反復回数k=0にし、
【００４４】
ステップ6、計算期間t=1にするとともに、Tをスケジューリング期間の総和期間数に定義し、
【００４５】
ステップ7、送受電端の発電所を所属する流域に応じて組に分け、分けられた組の総数をN組にし、
【００４６】
ステップ8、もしk＞0であれば、発電所の二段階の水位過程が変化したことがあるか否かを判断し、もしあれば、流量サーチステップをリセットし、ステップ9へ進み、もしなければ、t=t+1にし、もしt＞Tであれば、ステップ15へ進み、さもなければ本ステップを繰り返し、
【００４７】
ステップ9、計算に関与する水力発電所が増水期にあるか否かを判断し、もし増水期にあれば、計算を優先的に行い、さもなければ、増水期発電所が最適化された後で計算を行い、最高の計算優先度の発電所の組の順をn=0に定義し、
【００４８】
ステップ10、所定の目標条件で、ピークボトム差制約、領域跨ぎ直流水力電力送電線路制約及び他の通常水力発電所の制約条件を処理し、POA-DDDPアルゴリズムを採用してモデル二段階最適流量過程をサーチすると同時に、逐次カット負荷法で発電所ｔとｔ+１の二段階の典型日の出力過程を処理し、二段階の典型日の最小負荷ピークボトム差RｔとRｔ+１を計算し、
【００４９】
ステップ11、n=n+1にし、もしn＜Nであれば、ステップ10を繰り返し、さもなければ、ステップ12へ進み、
【００５０】
ステップ12、ステップ9-11を繰り返し、隣接する二回の最適探し結果の組内の発電所の水位過程に変化があるか否かを判断し、もしなければ、ステップ13へ進み、さもなければ、ステップ12を繰り返し、
【００５１】
ステップ13、流量サーチ進捗を縮小し、このときの流量サーチ進捗が進捗要求を満たすか否かを判断し、もしはいであれば、ステップ9へ進み、さもなければ、ステップ14へ進み、
【００５２】
ステップ14、t=t+1にし、もしt＞Tであれば、k=k+1にし、ステップ15へ進み、さもなければ、ステップ8へ進み、
【００５３】
ステップ15、各発電所の水位過程の今回の反復に変化があるか否かを判断し、もしなければ、ステップ16へ進み、さもなければ、ステップ6へ進み、
【００５４】
ステップ16、月ごとの渇水期の月の典型日の最大ピークボトム差Rmax= max｛Rt’｝を統計し、ただし、t′は全ての渇水期の月を含み、
【００５５】
ステップ17、もしRmax＜Rであれば、今回の計算スケジューリング方案と渇水期の最小負荷ピークボトム差の制約値Rを、１つの可能な方案として出力するとともに、ステップ4へ進み、さもなければ計算を終了する。
【００５６】
ここで溪洛渡-浙江省特高圧直流送電工程の送受電端の省跨ぎ連通水力発電所群を研究対象にし、本発明方法でそのスケジューリング方案を作成する。表1は計算に関与する発電所の基礎データ表であり、表2は50%の典型区間流量をモデルにして入力し、複数の方案によるスケジューリング結果の電量と渇水期ピークボトム差の表であり、図4は、50%典型区間流量におけるモデルの複数の方案によるピークボトム差-発電量分布状況図であり、本発明に言及されている方法を用いて、表2及び図4に示すような異なる渇水期のピークボトム差における最適化の電量スケジューリング方案を作成することができ、スケジューリング人員の選択と共に様々なスケジューリング方案を提供する。各方案は水力電力システムの長期間電量と電力網ピーキングの2つの側面の利益を両立させ、スケジューリング人員はスケジューリングの好みに応じて、適用方法を選択することができる。図5は、本発明で作成される2つの典型的なスケジューリング方案の発電過程を選択したものであり、それらを通常のスケジューリング方案の発電過程に対比すると、本発明により言及されている方法で作成されるスケジューリング方案の水力電力システムの渇水期発電量に顕著な変化があることがわかり、通常の最大の発電量の方案に比べられ、渇水期電量が顕著に増加し、渇水期水力電力のピーキング能力を向上する。図6と図7は本発明により言及されている方案で作成されるスケジューリング方案で主に省内発電所の水位出力過程を変更し、省外送電発電所の水位出力過程をあまり変更しないことを示し、スケジューリング実行難度が低く、わが国の特高圧直流水力電力の領域跨ぎ省跨ぎの大規模輸送に効果的かつ実用的な技術手段を提供する。
【００５７】
2019525705.tif 000020
【００５８】
2019525705.tif 000021
【図１】
2019525705.tif 000022
【図２】
2019525705.tif 000023
【図３】
2019525705.tif 000024
【図４】
2019525705.tif 000025
【図５】
2019525705.tif 000026
【図６】
2019525705.tif 000027
【図７】
2019525705.tif 000028
【国際調査報告】
2019525705.tif 000029
2019525705.tif 000030
2019525705.tif 000031
2019525705.tif 000032