(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
超大規模の水力発電所群の短期間実用化スケジューリング方法において、下記のステップを含み、
（１）スケジューリングの特徴に基づいて水力発電所の分類を行うステップであって、問題のレベル、自然空間の属性、任務の要求、スケールの特徴、計画の特殊性というスケジューリングの特徴に基づいて水力発電所に対して分類とグループ化を行うとともに、異なるモデリング方法と求解ストラテジーを選択して、求解が可能であり、迅速な求解と工事の実際の要求を満たす計算結果を得るように実現し、水力発電所は固定スケジューリング方式の発電所、中小流域の階段水力発電所、大型流域の階段水力発電所という３種類に分けられ、
（２）固定スケジューリング方式の発電所について、隣接日のシステムの負荷ニーズ、発電所の供給してきた水、制御要求の変化が大きくないため、発電所のスケジューリング方式を確定し、固定出力と固定水位を含み、最適化に関与する水力発電所の数を低減し、過日の計画を校正するだけでよく、放水のある、かつ、その他の特殊なニーズを満たせない発電所に対しては微かな調整を行えばよく、具体的な調整方法は、次の２つの典型的な場合があり、
（ａ）ダムの水位が上限を超えて放水が発生した場合に、ピーキング応答に基づく放水修正ストラテジーを採用し、最後の放水時間帯より前の全時間帯内から複数の負荷値が最大のTimin連続的な時間帯を選択し、[t1, t2]に記載するとともに、式（1）で発電所の計画出力を増加させ、放水を避け、または低減させるとともに、全ての時間帯の出力または発電流量、およびダム水位が全部上限限界に達するまで、反復修正を行い、
0006736112.tif 000036
（ｂ）水位が下限を下回り、ダム空が出て所定のスケジューリング方式または計画出力を満せない場合、ボトム負荷の均衡的な削減ストラテジーを提案し、負荷値が最小のTimin個の連続的な時間帯を選択し、[t3, t4] に記載するとともに、式（3）で発電所の出力を低減し、出力の実行可能性を確保するとともに、全ての時間帯の出力が全部下限限界に達するまで、反復修正を行い、
0006736112.tif 000037
（３）中小流域の階段水力発電所について、総出力過程を制御条件にし、総水消費の最小を目標とし、階段負荷割当の最適化モデルを構築するとともに、スケール可変方法を採用してモデル求解を行い、求解の過程では、重点的に負荷バランス制約式（４）に対して外点ペナルティ関数方法を採用して処理するとともに、目標ペナルティ項目を導入し、具体的には、式（５）と（６）を参照し、
0006736112.tif 000038
式中において、ptは所定の時間帯tにおける総出力であり、Nは水力発電所の総数であり、Fpenは目標ペナルティ関数であり、rtはペナルティ係数であり、εは許容の最大負荷のバランス誤差であり、αはペナルティ定数であり、
（４）大型流域の階段水力発電所について、ピーキングスケジューリングモデルを構築すると同時に、平衡発電所による同一負荷率というスケジューリング方法を提案し、システムピーキング応答と全時間帯の負荷のバランスを実現し、
ステップ１、不平衡発電所の出力を最適化し；式（７）でピーキング最適化モデルを構築するとともに、可変スケール方法を採用してモデル求解を行い、
0006736112.tif 000039
【請求項２】
請求項１に記載の超大規模の水力発電所群短期間実用化スケジューリング方法において、
大型流域の階段水力発電所のステップ2について、具体的には、下記の通りであり、
まず電力網の未だバランシングされていない電力量の大きさと平衡発電所の利用可能な容量を考慮し、式（８）を採用して各発電所の目標発電量を推定し
0006736112.tif 000040
次に、直面する負荷から平衡発電所の最小の技術出力を除去することによって、発電所の起動出力の要求を満たすと同時に、各発電所の余剰電力量を取得し、式（9）を参照し、
0006736112.tif 000041
次のブロック電力量を更新した後に毎回、発電所の各時間帯における最小の技術出力と既に取得した累積出力を結び付けて、次の計算時の出力上限として余剰の利用可能な容量を計算し、式（１０）を参照し、
0006736112.tif 000042
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は水力電力スケジューリング運転の分野に関し、特に超大規模の水力発電所群の短期間実用化スケジューリング方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
中国の水力発電の規模化発展はすでに質の飛躍を実現し、瀾滄江、金砂江、雅竜江、紅水河などの特大流域で千万キロワット超えレベルの巨大な階段水力発電所群を形成するとともに、超大規模の水力発電システムを特高圧交直流連合で構成し、発電規模が八千万キロワットを超える高比率の水力発電の省レベル電力網と億キロワットレベルの地域電力網が出現し、このような超大規模の水力発電システムのスケジューリング難易度係数は、従来の中小規模または単一流域の階段水力発電所とは比べ物にならない。特大流域の階段水力発電所の求解の規模が膨大で、次元の呪いという問題が顕著で、しかも多くは高水頭、巨大発電ユニットで、短期間の出力登坂の制限、関連時間帯の出力の微細化制御、開閉の最小持続時間などの伝統的な運転制約条件に直面するだけでなく、複雑な系統連系構造によるクロスネスティッド断面制限と差異化送電要求が存在して、電力と水力との関係が相互に結合され、日々微細化されている制御条件を構成して、スケジューリングの難易度を高めた。複雑な水力発電システムの超大な規模、高次元、非線形時空高度結合などの障害を如何に克服して水力発電の最適化された運転スケジュールリング方式を取得することによって、実際の工事に指導的な役割を果たし、実用化の要求を満たすかということは、現在実際の生産で早急に解決すべき重要な問題である。
【０００３】
従来の大規模の水力発電所群のスケジューリングに対する研究の多くは数学的な観点から、目標関数と制約モデリングおよびアルゴリズムの最適化に焦点を当てて、際立った研究成果を得た。ＢａｒｒｏｓやＺａｍｂｏｎなどはブラジルの数百箇所の水力発電所に対してスケジューリングの最適化されたモデリングを行い、線形計画と非線形計画モデルを構築したが、この研究は主に長期計画を主とし、かつ、簡略化を多くしてＭＩＮＯＳ、ＣＰＬＥＸなどの商業ソフトで求解するため、時効性と結果精度などはいずれもさらに複雑な短期間実用化スケジューリング研究の運転ニーズを満たすことは難しい。また、多くの公開報道は、水力発電所群のスケジューリングを最適化する研究をアルゴリズムの方面から展開し、異なる思想を組み合わせて、有効な次元削減方法とストラテジーを提案し、いくつかの大型流域の階段水力発電システムでシミュレーション分析を行った。全体的には、従来の成果について、前向きな基礎研究として、計算規模を拡大し、計算速度と精度を高めたが、超大規模な水力発電システムの求解の問題に直面する場合、「次元の呪い」は依然として回避不可能なものであり、特に単純な数学による最適化研究成果の多くは実際の生産ではストラテジー傾向的な方案に分類され、実用性に欠けており、現在、スケジューリング計画を実際の生産業務に結合する実用化研究も珍しい。このため、スケジューリングの最適化と実用性を両立させた超大規模の水力発電システムの短期間スケジューリング方法を探し、水力発電システムのスケジューリングの特徴と実際の運転中の専門家の経験を確実に考慮し、水力電力スケジューリングの技術のボトルネック克服を探求することは理論と実践価値のいずれにおいても重要である。
【０００４】
以上の問題に対して、本発明は超大規模の水力発電所群の短期間実用化スケジューリング方法を提案し、かつ、雲南省電力網１６２箇所の水力発電所の当日計画作成を工事背景として応用テストを行った結果、本発明の成果は合理的な水力電力スケジューリング結果を迅速に提示し、電力網の実際の運転の時効性と実用性の要求を満たすことができることを示した。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
本発明の解決しようとする技術課題は、超大規模の水力発電所群のスケジューリングを最適化する「次元の呪い」と結果実用性の課題であり、その成果は、課題特徴と発電所の特性に基づいて水力発電所に対する分類スケジューリングを行い、大きなシステムグループ化反復求解を実現し、「次元の呪い」という課題を顕著に緩和すると同時に、発電所と電力網のニーズと実際の経験を利用して発電所による発電のスケジューリング方式を効果的に簡素化し、水力発電所の数を低減して最適化し、モデリングと求解の難しさを低減し、結果の利用可能性と実用性を高めることができる。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
本発明に係る技術案は下記となる。
超大規模の水力発電所群の短期間実用化スケジューリング方法であって、下記のステップを含む。
【０００７】
（1）スケジューリングの特徴に基づいて水力発電所の分類を行うステップであって、問題のレベル、自然空間の属性、任務の要求、スケールの特徴、計画の特殊性というスケジューリングの特徴に基づいて水力発電所に対して分類とグループ化を行うとともに、異なるモデリング方法と求解ストラテジーを選択して、求解が可能であり、迅速な求解と工事の実際の要求を満たす計算結果を得るように実現し、水力発電所は固定スケジューリング方式の発電所、中小流域の階段水力発電所、大型流域の階段水力発電所という３種類に分けられる。
【０００８】
（２）固定スケジューリング方式の発電所について、隣接日のシステムの負荷ニーズ、発電所の供給してきた水、制御要求の変化が大きくないため、前日の発電所の計画やスケジューリング手配を大幅に調整する必要はなく、これは、計画の実施にも電力網、発電所およびユニットの安全運転の確保にも有利で、このように、発電所のスケジューリング方式を確定でき、固定出力と固定水位を含み、最適化に関与する水力発電所の数を低減し、過日の計画を校正するだけでよく、放水のある、かつ、他の特殊なニーズを満たせない発電所に対しては微かな調整を行えばよく、具体的な調整方法は、次の２つの典型的な場合がある。
【０００９】
（ａ）ダムの水位が上限を超えて放水が発生した場合に、ピーキング応答に基づく放水修正ストラテジーを採用し、最後の放水時間帯より前の全時間帯内から複数の負荷値が最大のTimin連続的な時間帯を選択し、[t1, t2]に記載するとともに、式（１）で発電所の計画出力を増加させ、放水を避け、または低減させるとともに、全ての時間帯の出力または発電流量、およびダム水位が全部上限限界に達するまで、反復修正を行う。
0006736112.tif 000002
【００１０】
（ｂ）水位が下限を下回り、ダム空が出て所定のスケジューリング方式または計画出力を満せない場合、ボトム負荷の均衡的な削減ストラテジーを提案し、負荷値が最小のTimin個の連続的な時間帯を選択し、[t3, t4]に記載するとともに、式（３）で発電所の出力を低減し、出力の実行可能性を確保するとともに、全ての時間帯の出力が全部下限限界に達するまで、反復修正を行う。
0006736112.tif 000003
【００１１】
（３）中小流域の階段水力発電所について、総出力過程を制御条件とし、総水消費の最小を目的とし、階段負荷割当の最適化モデルを構築するとともに、文献（申建建、程春田、李衛東らによる、複雑な時間帯に結合制約水力発電所群の短期間スケール可変最適化方法、中国電機工事学報、２０１４．３４（１）：８７−９５．）におけるスケール可変方法を採用してモデル求解を行い、求解の過程では、重点的に負荷バランス制約式（４）に対して外点ペナルティ関数方法を採用して処理するとともに、目標ペナルティ項目を導入し、具体的には、式（５）と（６）を参照する。
0006736112.tif 000004
式中において、ptは所定の時間帯tにおける総出力であり、Nは水力発電所の総数であり、Fpenは目標ペナルティ関数であり、rtはペナルティ係数であり、εは許容の最大負荷バランス誤差であり、αはペナルティ定数である。
【００１２】
（４）大型流域の階段水力発電所について、ピーキングスケジューリングモデルを構築すると同時に、平衡発電所による同一負荷率というスケジューリング方法を提案し、システムピーキング応答と全時間帯の負荷のバランスを実現する。
【００１３】
ステップ１、不平衡発電所の出力を最適化し、式（７）でピーキングの最適化モデルを構築するとともに、可変スケール方法を採用してモデル求解を行う。
0006736112.tif 000005
【００１４】
0006736112.tif 000006
【００１５】
本発明の有益な效果として、本発明は、システムレベル、空間の属性、任務の要求、計画の特殊性などのスケジューリングの特徴を結合して水力発電所の分類グループ化を行い、次元を削減して求解し、ピーキング応答に基づく放水修正ストラテジーとボトム時間帯の負荷の均衡的な削減ストラテジーを提案し、固定スケジューリング方式の発電所の照合分析および出力調整を実現し、中小流域の階段水力発電所に対して、総出力過程を制御条件とし、総水消費の最小を目標とし、階段発電所の間の負荷割当を最適化し、大型流域の階段および主要水力発電所に対して、ピーキングスケジューリングモデルを構築し、平衡発電所による同一負荷率というスケジューリング方法を提案し、システムピーキング応答と全時間帯の負荷のバランシングを実現する。従来の、数学アルゴリズムのみに頼って次元削減を行う方法に比べ、本発明は、合理的な水力電力スケジューリング結果を迅速に提示でき、電力網の実際に運転する時効性と実用性の要求を満たし、わが国の西南地域の超大規模の水力発電システムのスケジューリングの効率的な求解に新しい技術手段を提供している。
【図面の簡単な説明】
【００１６】
【図１】電力網全体のバランシングされた計算結果の概略図である。
【図２（ａ）】固定スケジューリング方式の発電所−糯扎渡の出力計算結果の概略図である。
【図２（ｂ）】固定スケジューリング方式の発電所−糯扎渡の水位計算結果の概略図である。
【図２（ｃ）】固定スケジューリング方式の発電所−梨園の出力計算結果の概略図である。
【図２（ｄ）】固定スケジューリング方式の発電所−梨園の水位計算結果の概略図である。
【図２（ｅ）】固定スケジューリング方式の発電所−功果橋の出力計算結果の概略図である。
【図２（ｆ）】固定スケジューリング方式の発電所−功果橋の水位計算結果の概略図である。
【図２（ｇ）】固定スケジューリング方式の発電所−松山河口の出力計算結果の概略図である。
【図２（ｈ）】固定スケジューリング方式の発電所−松山河口の水位計算結果概略図である。
【図３】西ある河の階段発電所の負荷割当結果の概略図である。
【図４】最適化計算に関与する水力発電所の総出力過程の概略図である。
【図５（ａ）】平衡発電所−漫湾の出力過程の概略図である。
【図５（ｂ）】平衡発電所−大朝山の出力過程の概略図である。
【発明を実施するための形態】
【００１７】
以下、図面と技術案を結びつけ、本発明の具体的な実施の形態をさらに説明する。
【００１８】
数百箇所レベルの超大規模の水力発電システムのスケジューリング問題に対して、効果的な次元削減を実現するために、根本的な解決手段は、計算に関与する水力発電所の数を低減し、最適化反復過程における決定変数と状態数を低減することであり、これにより、工事問題の特徴と合わせて対応した低減規則をまとめることができる。具体的には、問題のレベル、自然空間の属性、任務の要求、スケールの特徴、計画の特殊性などの問題的レベル特徴に基づいて水力発電所の分類とグループ化を行うとともに、異なるモデリング方法および求解ストラテジーを選択することによって、問題を求解可能にし、迅速な求解と工事の実際の要求を満たす計算結果を得るという目的を達成する。
【００１９】
（１）大規模の水力発電システムのスケジューリング特徴の次元削減
上記の水力電力スケジューリングの特徴による次元削減という思想に従って、省レベル電力網の大規模の水力発電システムを工事背景とし、当日計画作成問題に対して、効率、実行可能性、実用性などの原則を両立させ、水力電力濃縮電力網の大規模の水力発電所群の短期間のスケジューリング方法を提案し、電力網により統一して調整される水力発電所を、スケジューリングの特徴に基づいて分類しクループ化して反復求解し、最適化計算の規模を低減する。
【００２０】
第一種類は、固定スケジューリング方式の発電所であり、当日計画を実際に作成する際に、翌日のシステム負荷のニーズ、発電所の供給してきた水、制御要求なの変化が大きくないとき、前日の発電所計画またはスケジューリング手配を大幅に調整する必要がなく、計画の実施にも電力網、発電所とユニットの安全運転の確保にも有利で、このように、発電所のスケジューリング方式を基本的に確定でき、例えば、電力量で水量を決定し、水量で電力量を決定するなど、最適化に関与する水力発電所の数を大いに低減し、当日計画を照合するだけで、放水のある、かつそ他の特殊なニーズを満たせない発電所に対して微かな調整を行えばよい。
【００２１】
第二種類は、中小流域の階段水力発電所であり、水力発電濃縮電力網が通常多くの中小流域階段を含み，階段数が少なく、規模が小さいという特徴を呈し、発電スケジューリングは電力網全体に比較的に小さく影響するため、この種類の発電所の発電計画を作成する際に、電力網は多くの場合、一つの全体である仮想発電所と見なすとともに、段階の総の発電出力過程を与えてから、段階発電所により負荷の最適化された割当をすることによって、計算規模をさらに低減する。
【００２２】
第三種類は、大型の階段水力発電所であり、この種類の発電所は良好な調節機能を有し、且つ、発電規模が大きく、電力網は一般的に、中長期間のスケジューリング制御要求に基づいて、各発電所の一日間発電量または水位制御条件を予め確定しておき、かつ、システムの負荷、ピーキング等のニーズを考慮して、モデリングと最適化計算を行い、発電所の規模が依然として大きい場合に、グループ化反復した最適化を採用することによって、一回に最適化される発電所の数を低減できる。
【００２３】
（２）固定スケジューリング方式の発電所の求解方法
第一種類は、固定スケジューリング方式の発電所であり、例えば、固定の計画出力過程または特定のスケジューリング指令に基づいて発電し、この種類の発電所は主に水情報照合分析を行う必要がありながら、水位限界超過、放水、ダム空などの状況に応じて、適切なストラテジーを採用して初期スケジューリング方式または発電出力計画を修正することによって、結果の実行可能性を確保する。このために、２種類の典型的な照合による限界超過の状況に対して、ダムの水位が上限を超えて放水が発生した場合に、ピーキング応答に基づく放水修正ストラテジーを提案し、計画電力量を適切に増加させ、放水を避け、または低減させ、水位が下限を下回り、ダム空が出て所定のスケジューリング方式または計画出力を満せない場合に、ボトム負荷の均衡的な削減ストラテジーを提案し、計画電力量を適切に低減させ、出力の実行可能性を確保する。
【００２４】
（２．１）ピーキング応答に基づく放水修正ストラテジー
何れかの発電所iに対して、時間帯ごとに放水チェックを行い、もしQli,t＞0の何れかの時間帯があれば、放水修正を行う必要がある。電力網のピーク負荷のニーズに応答するのを示唆情報として、反復の放水修正ストラテジーを提案し、具体的なステップは下記の通りである。
【００２５】
ステップ１、放水時間帯t’を確定する。時間帯ごとに発電所mには放水があるか否かを判断し、もしQli,t≦0,1≦t≦Tであれば、放水修正が終了し、さもなければ、最後の放水時間帯をt’に記載する。
【００２６】
0006736112.tif 000007
【００２７】
ステップ３、放水力発電量を推定する。下記の式で発電所iの総放水力発電量を計算する。
0006736112.tif 000008
式中において、Qli,tは時間帯tにおける番号iの発電所の放水流量であり、ri,tは時間帯tにおける番号iの発電所の発電水消費率である。
【００２８】
0006736112.tif 000009
【００２９】
ステップ５、出力調整ステップサイズを確定する。式（９）で出力調整ステップサイズを確定する。
0006736112.tif 000010
【００３０】
ステップ６、発電所の出力を修正する。式（１０）でt1~t2時間帯における発電所の出力を修正するとともに、後述の方法で時間帯t1~Tに対して固定出力計算を行い、対応した発電流量、ダム水位等の結果を確定し、ステップ１へ戻す。
0006736112.tif 000011
【００３１】
固定出力の計算方法について、何れかの時間帯tに対して、発電所の出力を制御目標にして、最大および最小の発電流量を限界条件にして、計算出力と所定の出力が収束精度を満たすまで、二分法を採用して反復検索を行う；検索過程中では式（１１）で計算出力を確定する。
0006736112.tif 000012
式中において、fi(・)は番号iの発電所の出力、水頭、流量の間の関数関係を示し、Zi,t-1は番号iの発電所の時間帯t-1におけるダム水位であり、Qi,tは番号iの発電所の時間帯tにおける入庫流量であり、qi,tは番号iの発電所の時間帯tにおける発電流量である。
【００３２】
（２．２）ボトム負電流量である。荷の均衡的な削減ストラテジー
ダム水位が水位下限に達して、所定のスケジューリング方式を満せなくなる場合に、計画の実行可能性を確保するために、発電所の出力を適切に低減させる必要がある。このために、ボトム負荷の均衡的な削減ストラテジーを提案し、負荷ボトム時間帯の出力を優先的に調整し、できるだけ水力発電の調節能力で負荷深度の調節を実現することを目的とする。具体的な調整ストラテジーは下記の通りである。
【００３３】
ステップ１、電力量で水量を決定して計算し、すべての時間帯に亘って、所定の発電所の出力を満たせるか否かを判断し、もしはいであれば、修正が完了し、さもなければ、所定の出力を満たせない最後の時間帯をt”に記載する。
【００３４】
ステップ２、[0, t”]区間内の時間帯集合をΓに記載するとともに、出力が下限値に達した無効の時間帯を集合から除去し、もしこのときの集合が空であれば、計算が終了し、さもなければ、ステップ３へ進む。
【００３５】
ステップ３、発電所の出力の極値が最小である持続時間帯の数Timinの要求に基づいて、ΓからTimin個の負荷値が最小の連続的な時間帯の範囲を選択して、[t3, t4]に記載する。
ステップ４、公式（１２）に基づいて各時間帯の出力を調整するとともに、ステップ1へ戻す。
0006736112.tif 000013
【００３６】
（３）中小流域の階段水力発電所の求解方法
上記のように、第二種類の中小流域の階段水力発電所は通常、総計画出力過程を予め確定しておき、階段発電所の間で負荷最適化割当を行う必要がある。このために、階段の水消費最小の目標を採用して，水力電力スケジューリング制約条件を考慮して、最適化されたスケジューリングモデルを構築するとともに、各時間帯における階段総出力制約に対して、適切な求解ストラテジーを採用して効率的な求解を実現する。
【００３７】
（３．１）階段の水消費最小の目標
流域の階段水力発電所の総負荷が与えられた場合に、水エネルギー資源を節約するために、階段発電所の期末蓄エネを向上させるために、水の総消費量の最小を最適化基準にし、階段水力発電所の負荷割当の目標関数を構築した。具体的には、
0006736112.tif 000014
式中において、Nは水力発電所の総数である。
【００３８】
（３．２）制約条件
１）負荷のバランスの制約
0006736112.tif 000015
式中において、ptは所定の時間帯tにおける総出力である。
【００３９】
２）水量バランスの制約
0006736112.tif 000016
【００４０】
３）発電流量の制約
0006736112.tif 000017
【００４１】
４）発電所の出力の制約
0006736112.tif 000018
【００４２】
５）ダム水位の制約
0006736112.tif 000019
【００４３】
６）出力登坂の制約について、発電所の隣接する時間帯の間の出力の増減幅を制限して、非平衡発電所（自動発電制御ユニットが実装されていないもの）に適用する。具体的には下記の通りである。
0006736112.tif 000020
【００４４】
７）ユニット安定運転の制約について、ユニットがある出力または水頭でのキャビテーションと振動領域を避けて、発電所の安全な生産を確保する。
0006736112.tif 000021
【００４５】
８）ユニットの開閉時間制限の制約
0006736112.tif 000022
【００４６】
９）送電断面の制限
0006736112.tif 000023
【００４７】
（３．３）求解方法
階段水力発電所の最適化スケジューリング問題については既に大量の関連研究があり、多くの実用可能な求解方法が形成されている。本節では、我々の前期研究成果から提案された可変スケールという最適化方法を主体的な最適化アルゴリズムにしたうえ、主に式（１４）の負荷のバランスの制約に対して、外点ペナルティ関数方法を採用して処理するとともに、目標関数を再構築し、反復最適化で段階負荷の最適化割当方案を取得する。
【００４８】
負荷のバランスの制約に対して構築されたペナルティ関数は下記の通りである。
0006736112.tif 000024
式中において、rtはペナルティ係数であり、εは許容の最大負荷のバランス誤差であり、αはペナルティ定数である。
【００４９】
初期解が階段発電所の負荷のバランスの制約を満たすことを確保すると同時に、できるだけ水消費最小の目標のニーズに応答するために、水消費率の順位に基づく反復検索ストラテジーを提案することによって、効率的な初期の実行可能解を確定する。具体的なステップは下記の通りである。
【００５０】
0006736112.tif 000025
【００５１】
（２）初期化t=1；
【００５２】
0006736112.tif 000026
【００５３】
0006736112.tif 000027
式中において、pdは出力調整ステップサイズであり、隣接する時間帯の登坂上限をまとめて考慮して確定する必要がある。
【００５４】
（５）t=t+1にし、もしt≦Tであれば、ステップ（３）へ進み、さもなければ、初期解を出力し、計算が終了する。
【００５５】
初期実行可能解を基礎とし、上記の可変スケール方法で反復最適化を行い、最適化された階段負荷割当方案を取得し、具体的なステップについて、上記の文献を参照する。
【００５６】
（４）大型流域の階段水力発電所の求解方法
大型流域の階段水力発電所群は通常電力網における非常に重要な調節電源であり、一般的には、電力網のピーキング、負荷のバランスなどの大切な任務を負担し、電力網スケジューリング、特に短期間運転に対して極めて重要である。この種類の水力発電所に対して、電力網の実際のニーズを結びつけ、ピーキングスケジューリングモデルを構築し、発電所の当日発電出力計画を最適化するとともに、少数の平衡発電所に対して、システム電力量のニーズを制御条件にして、同一負荷率に基づく負荷割当方法を提案し、電力網の時間帯ごとの負荷のバランスを実現する。
【００５７】
（４．１）水力発電ピーキング最適化モデルおよびその求解方法
調節機能の良い水力発電所では、そのピーキング容量と快速な発停と登坂能力を十分に利用して、できるだけシステム負荷の変化を追跡し、水力発電で調節された電力網の余剰負荷の過程をできるだけ滑らかにして、調節機能の悪い火力発電所の発停回数と出力の頻繁な変動を低減し、発電所全体の運転効率を高め、電力網の安定した効率的な運転を確保しなければならない。そのために、電力網の余剰負荷分散が最小であるように採用して、以下のような最適化目標を構築する。
0006736112.tif 000028
【００５８】
上記ピーキングモデルは、水力発電の短期運転の各種の制約条件をも考慮する必要があり、その詳細について、上記の中小流域の段階水力発電所のスケジューリング制約を参考にして、ここでは説明しない。モデル求解時に、まず平衡発電所の起動方式に基づいて、発電所の運転のための最小の技術出力を確定する必要があり、それを負荷に直面する過程から差し引いて余剰負荷{R1, R2,…,RT}をピーキングのニーズの条件にし、上記の可変スケール方法で水力発電所群の発電スケジューリング過程を最適化する。
【００５９】
（４．２）平衡発電所の同一負荷率スケジューリング方法
上記の発電所がスケジューリングを最適化するには、複雑な制約条件、特に出力登坂の制限、開閉の最小持続時間、出力変動の制御などの時間帯結合型の制約を考慮する必要があるため、最適化の結果がスケジューリング期間の全時間帯の電力需給バランスを直接実現することは困難で、得られる余剰負荷過程は通常「バリ」が多く、隣接する時間帯の負荷変動が非常に頻繁で、実際のスケジューリングで汎用されるやり方として、AGCユニットを有する発電所を平衡発電所として選択し、余剰負荷のニーズをバランスする。
【００６０】
平衡発電所について、ＡＧＣユニットが実装されたため、発電スケジューリング時に、ＡＧＣ指令に基づいて、出力調節を自動的に行うことができるため、計算中に出力変動の制御、登坂制限等の複雑な制約を考慮しなくてもよく、電力網の実際のスケジューリング中に一般的に直面する負荷過程を結び付けて各平衡発電所の一日間の電力量を推定し、それを制御条件として最適化して合理的な９６点の計画出力を確定する。調節任務を負担する公平性の観点から、平衡発電所は同一発電負荷率の最適化原則を採用し、本発明はそれを制御目標とし、カットアウト負荷に結び付けて、同一負荷率に基づく平衡発電所のスケジュールリング方法を提案する。
【００６１】
この方法は、まず電力網の未だバランシングされていない電力量の大きさと平衡発電所の利用可能な容量を考慮し、式（28）で各発電所の目標発電量を推定する必要がある。
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【００６２】
発電所の起動出力要求を満たすと同時に、各発電所の余剰電力量を取得するように、最適化する前に、直面する負荷から平衡発電所の最小の技術出力を除去する必要がある。
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【００６３】
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【００６４】
１）次のブロック電力量を更新した後に毎回、発電所の各時間帯における最小の技術出力と既に取得した累積出力を結び付けて、次の計算時の出力上限として余剰の利用可能な容量を計算する必要がある。具体的には下記の通りである。
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【００６５】
２）全部のブロック電力量が計算し終わった後で、もし全ての時間帯で電力のバランスを実現したら、計算が終了し、さもなければ、システムの未だバランシングされていない電力量を計算するとともに、公式（３０）で改めて計算する必要のあるブロック電力量の数Y”を確定すると同時に、発電負荷率に基づいて高い順に各発電所を並べ、順次カットアウト負荷方法を採用してその出力過程を確定する。負荷のバランスに達するまで、上記のステップを繰り返す。なお、反復する過程で毎回、電力量で水量を決定する方法を採用して各発電所のダム水位、発電流量、放水流量等の結果を計算し、発電計画が各種のスケジューリングの制約条件を満たすことを確保する必要がある。
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【００６６】
現在、雲南省の電力網水力発電システムの当日計画作成を例にし、本発明の方法を検証する。雲南省の電力網はわが国の水力発電規模が最も大きい二つの省レベルの電力網の一つであり、２０１７年末までに省レベル電力会社のスケジューリングの平衡水力発電所１６２箇所があり、水力発電の容量が６０００万ｋＷを超え、電力網全体の総発電を占める比率が７０％を超え、水力発電システムは基本的な電力供給要求を満たすほか、システムのピーキング、周波数変調、西電東送などの複雑な任務要求を負担する必要もあり、非常に際立ったスケジューリング運転の問題、特にこのような巨大な規模のシステムの効率的な求解に直面して、電力網が毎日発電計画を作成する効率と計画の実行可能性に直接関係して、単に数学的最適化方法では実際の要求を満たすことが困難で、実際の工事の特徴とスケジューリングのニーズをモデルリングと求解過程に取り入れて、効率と結果の利用可能性を確実に高める必要がある。
【００６７】
２０１７年のある日の実データを採用して発電計画作成をシミュレーションした。本発明の方法の思想によれば、まず雲南省の電力網の省レベル電力会社のスケジューリング平衡全部水力発電所をグループ化する必要がある。第一種類の水力発電所は約７９箇所であり、主に実際のニーズに合わせて各発電所の当日発電計画またはスケジューリング方式を予め確定し、主に一部の資料の完備した発電所の水情報照合分析を行うとともに、照合結果に合わせて計画修正を行う。第二種類の仮想発電所が２０箇所であり、実際の水力発電所を６１箇所含み、具体的な状況について、表１を参照し、仮想発電所の計画出力過程は一般的に電力網の会社と流域の段階とにより協調して確定され、段階の各発電所の間の負荷割当は第二種類の発電所の求解方法で完成されたが、一部の段階が計算に必要な基礎資料が不足しているため、本例は主に以礼河、
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階段を計算研究した。第三種類の発電所が２２箇所あり、主に瀾滄江の下流、金砂江の中流、および李仙江、大盈江等の大型流域または重点に関心を持つ流域に分布し、このうち、漫湾と大朝山がＡＧＣユニットを有しており、平衡発電所として、システム負荷の波動をバランスさせるためにこれらを用いる。また、雲南省の電力網の１１箇所の石炭発電所の出力計画はすでに予め確定されており、太陽光や風力などの新エネルギー出力は全額消耗原則を採用しているため、水力発電システムが直面する負荷のニーズは、その他の電源出力を差し引いた等価負荷であり、水力電力スケジューリングの結果は電力網のピーキングの要求を満たすと同時に、一日中の96点の時間帯の電力のバランスの制約を確保する必要がある。
【００６８】
ＩＢＭ  Ｓｙｓｔｅｍ  Ｘ３７５０  Ｍ４サーバ（ＣＰＵ  ２．２０ＧＨ、メモリ６４Ｇ）で計算すると、制約条件の入力と修正にかかる時間を考慮せず、総計算時間を2分間程度に抑えることができ、電力網の実際の計画作成の時効性の要求を満たすことができる。図1は電力網の全体のバランス計算結果であり、図2は一部の固定スケジューリング方式の発電所の分析計算結果であり、図3は西ある河の階段発電所の負荷割当の結果であり、図4、図5は最適化計算に関与する水力発電所の総出力と2箇所の平衡発電所の出力過程である。
【００６９】
電力網の全体のバランスの結果から見ると、水力発電システムは雲南省の電力網で確かに主な電極供給の作用を負担し、一日間の発電量は約５．５６８億ｋＷｈであり、電力網全体を占める比重は８５．３％であり、同時に、システムピーキングと風力電力および太陽光電力の波動を抑制する主要な調節電源であり、ピーキングの深さは１２２４２ＭＷに達し、電力網全体の最大負荷のボトムの差の９６．４％であり、水力発電の優れた調節作用を十分に発揮している。
【００７０】
図２は糯扎渡、梨園、功果橋、松山河口の４箇所の水力発電所の出力照合分析結果であり、このうち、糯扎渡と梨園発電所は南方電力網の総合的なスケジューリングに指令される計画出力を採用し、功果橋、松山河口は勧められる発電計画を採用する。水情報分析結果から見ると、糯扎渡、梨園がともに厳しく指令される計画出力通りに運転し、放水や空に放水する場合が発生することなく、ダム水位と発電電流量が所定の上下限の要求を満たし、これは発電所の調節機能と直接関係があり、糯扎渡は長年にわたった調節であり、一日内のダム水位の波動は小さく、梨園は週単位で調節するものであり、初期水位は相対的に低く、供給してきた水が多い場合、一日の内に水位が４ｍ程度上昇したが、総体的には合理的な運転範囲内に制御され、功果橋が勧められる出力計画通りに発電しなかったのは、主に供給してきた水が多く、ダムから放水が発生したためであり、本発明の放水修正ストラテジーに基づいてフル出力で運転するまで発電出力を増加させるが、放水が依然として発生したが、結果は合理的であった。松山河口発電所の発電出力が所定の勧められる計画要求に達していない主な原因はダムが最低水位に下がって、所定の出力値を満たせなくなったためであり、本発明の均衡的な削減ストラテジーに基づいて、ボトム時間帯の出力を優先的に低減させたところ、図からわかるように、発電所の０１：３０〜０４：３０の出力が適切に低減され、その他の時間帯が基本的に所定の出力で運転し、電力網の実際の調節要求と基本的に一致している。
【００７１】
図4は西ある河階段の負荷割当の結果であり、所定の各時間帯の総出力が93MWの条件で、スケジューリング期間の水消費最小の目標を採用して階段発電所の出力過程を最適化したところ、図３（ａ）からは各発電所の出力総和が段階総出力要求を完全に満たしていることが直感的にわかり、図３（ｂ）は発電所のダム水位も合理的な範囲内で運転していることを示し、この方案に対応する階段総水消費量は２１７万ｍ３であり、通常の均一な発電方式に比べ、一日に水消費を約１１万ｍ３低減し、節約幅は５％に達し、階段補償で発電所全体の発電水消費率を確実に下げ、水エネルギーの利用効率を高めたことを示す。
【００７２】
図４に示した最適化に関与した発電所の総出力過程とシステム負荷のニーズはほぼ一致しており、大型流域の階段水力発電所群の補償調節能力を利用して、確かに良好な水力発電ピーキング作用を発揮し、ピーキング深さは４６１９ＭＷに達した。ここに、漫湾、大朝山は平衡発電所として、強い負荷追跡能力を持っており、その出力過程の波動が比較的に頻繁であり、実際の運転で、AGC機能の自動調節で実現可能であり、この2箇所の発電所の負荷調節に関与する頻度と幅がともに大きいことを側面に反映し、負荷の波動を効果的に抑制し、各時間帯の電力バランスの要求を満たす。
【００７３】
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【図１】
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【図２（ａ）】
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【図２（ｂ）】
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【図２（ｃ）】
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【図２（ｄ）】
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【図２（ｅ）】
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【図２（ｆ）】
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【図２（ｇ）】
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【図２（ｈ）】
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【図３】
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【図４】
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【図５（ａ）】
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【図５（ｂ）】
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