CN103490421B - 区域电网直调抽水蓄能电站群短期多电网负荷分配方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及电网调度运行领域，公开了区域电网直调抽水蓄能电站群短期多电网负荷分配方法，可兼顾多个电网差异化负荷调节需求以及电站控制目标，实现抽蓄电站群多电网负荷分配目标，使各电网剩余负荷尽量平稳不变。其技术方案为：以剩余负荷最高、最低点作为启发信息确定电站发电、抽水位置及大小，同时以多电网剩余负荷方差最小为目标，采用电量等分策略和排列组合原理进行出力网间分配，通过交替进行电站出力求解和网间分配，直至得到满足控制需求的电站负荷分配结果。本发明在我国区域电网调度运行管理中具有重要的率先垂范意义。

Description

区域电网直调抽水蓄能电站群短期多电网负荷分配方法

技术领域

本发明涉及电网调度运行领域，特别涉及区域电网直调抽水蓄能电站群短期多电网负荷分配方法。

技术背景

区域电网是几个相邻省级电网用联络线路互联形成的一个区域性的大电网，主要任务是指导和协调各省级电网安全、稳定、优质和经济运行。抽水蓄能电站以其启停迅速、调峰、填谷和事故备用等静态和动态效益显著，一直是区域电网最理想的调峰填谷电源。不同于单一省级电网直调的常规水电和抽水蓄能电站运行，区域电网直调的抽水蓄能电站群需要同时向多个省级电网送(受)电，且送(受)电量比例相互不同，如何协调多个电网的高峰低谷负荷需求，如何合理安排直调抽水蓄能电站发电和抽水运行方式，一直是区域电网直调抽蓄电站群亟待解决的重要问题。一方面，区域电网直调的抽水蓄能电站群短期运行需要同时考虑上下水库调节性能、电站抽发模式、电站日控制方式(如控制发电量、耗电量、上库末水位等)等多重因素，其约束条件往往比常规水电更复杂，求解难度很大；另一方面，由于各送(受)电电网负荷需求总量、尖峰、峰谷差大多存在差异，甚至相差数倍，负荷变化规律和峰谷时间也不一致，采用以往按固定比例分配电站各时段的出力到各送(受)电电网的计算模式难以有效发挥直调电站的调峰填谷作用，需要寻求更加科学合理的出力分配方法。从数学角度考虑，直调抽水蓄能电站群短期多电网调峰问题是一个复杂的多目标优化问题，需要研究有效的多目标求解方法。

本发明成果前瞻电网未来发展，目前国内外相关研究成果和文献报道大多针对单一电网调峰，而如何在区域电站平台下，实现直调抽蓄电站群多电网负荷分配目标，尚未见过相关文献报道。本成果在我国区域电网调度运行管理中，具有重要的率先垂范意义。

发明内容

本发明要解决的技术问题是提供了区域电网直调抽水蓄能电站群短期多电网负荷分配方法，可兼顾多个电网差异化负荷调节需求以及电站控制目标，实现抽蓄电站群多电网负荷分配目标，使各电网剩余负荷尽量平稳不变。

本发明的技术方案为：本发明揭示了区域电网直调抽水蓄能电站群短期多电网负荷分配方法，本发明主要由两大部分组成，第一部分确定电站日出力过程；第二部分电站出力网间分配，按照下述两大部分完成直调抽水蓄能电站群短期多电网负荷分配过程。

第一部分：确定电站日出力过程

(1)定义变量。定义迭代次数为i，抽蓄电站编号为k，第i次迭代时k号电站的发电量为耗电量为定义i％2＝0时k号电站为抽水工况，否则为发电工况，设初始迭代次数i＝1；

(2)设电站编号k＝1。

(3)计算电站面临的总负荷。利用计算电站k面临的总负荷过程，其中R_k,g表示电站k送向电网g的送电量比例，表示电网g在t时段剩余负荷；

(4)若i％2＝0，则为抽水工况，当且则寻找总负荷中最低负荷点jj，以及包含jj点在内的连续tv_k个负荷之和最低负荷点，将这tv_k个时段的抽水功率增加ΔQP，进行约束处理及水量平衡计算，转至(5)，式中ΔQP为电站抽水爬坡速率，E_k,c表示耗电量期望值；当则寻找所有抽水时段内总负荷曲线最高点j，将j点抽水功率减小ΔQP，进行约束处理及水量平衡计算，转至(5)；当则直接跳至(6)。

若i％2≠0，则为发电工况，当且则寻找总负荷曲线的最高负荷点jj，以及包jj点在内的连续tv_k个负荷之和最大的点，将这tv_k个时段的发电出力增加ΔP，进行约束处理及水量平衡计算，转至(5)，式中ΔP为电站发电爬坡速率，E_k,p表示耗电量期望值；当则寻找所有发电时段内总负荷曲线最低点j，将j点发电出力减小ΔP，进行约束处理及水量平衡计算，转至(5)；当则直接跳至(6)；

(5)采用出力网间分配算法(见部分二)将电站出力(正值表示发电出力，负值表示抽水功率)分配到各受电电网，重新计算各电网剩余负荷；

(6)令k＝k+1，若k≤K，则跳至(3)，否则转至(7)；

(7)令i＝i+1，跳至(2)；循环迭代，直至所有电站的发电量或耗电量均达到控制目标则停止迭代。

第二部分：电站出力网间分配

对于任一抽蓄电站，在出力过程和送电量比例一定的情况下，可采用如下方法进行网间出力分配。不失一般性，假设该电站k需要向电网g₁、g₂和g₃送电，送电比例分别为 和其发电量为E_k,p，抽水耗电量为E_k,c，具体的出力网间分配算法步骤如下：

(1)电量等分。将发电量(正出力)横向等分为100份，每份电量均为ΔE_p，并将这100份电量从上向下依次编号为j＝1、2、……100；

(2)初始解确定。根据电站的送电量比例，确定电网g₁、g₂和g₃分得的初始电量块集合。这样，任一电网的受电出力过程即为该电网所有电量块的出力累加值；

(3)组合寻优。分别从3个电网的电量块集合中按顺序各取1个电量块，标记为j₁₁、j₂₁、j₃₁，更改这三个电量块所属电网标号，根据排列组合原理，共有种组合；计算每种组合下目标函数，从中选择最优解；

(4)循环迭代。从各电网的电量块集合中，按顺序各取下一个电量块，跳至步骤(3)，依此循环，直至目标函数值达到稳定即可停止。

附图说明

图1是抽水蓄能电站发电出力与抽水功率的启发式搜索过程图。

图2是抽水蓄能电站的网间出力分配示意图。

图3是各送(受)电电网负荷平衡结果图。

图4是各抽水蓄能电站水位与出力过程图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作进一步的描述。

随着我国经济快速发展以及新能源发电装机比重持续上升，电网峰谷差不断加大，已严重影响清洁能源的大规模并网和消纳，以及电力***的安全稳定运行。在我国电源结构性矛盾日益突出的背景下，合理配置电网中储能设备、提高储能设备发电技术，已经成为平抑新能源功率波动、缓解电网调峰压力、改善电网新能源消纳能力的有效措施之一。近些年，大容量抽水蓄能电站在华东、华北以及南方电网得到迅速发展，已成为这些电网调峰、填谷、调频、调相、事故备用的优质电源，但在大电网平台下，抽蓄电站需要向多个省级电网送电且送电量比例互不相同，如何同时满足抽水和发电控制目标并响应差异化的负荷调节需求，已成为大电网平台下抽蓄电站群调度运行亟待解决的理论和实践难题。本发明充分分析了大电网平台下抽水蓄能电站群运行特点，提出了区域电网直调抽水蓄能电站群短期多电网负荷分配方法，该方法以剩余负荷最高、最低点作为启发信息确定电站发电、抽水位置及大小，同时以多电网余荷方差最小为目标，采用电量等分策略和排列组合原理进行出力网间分配，通过交替进行电站出力求解和网间分配，直至得到满足控制需求的电站负荷分配结果。

本发明可兼顾多个电网差异化负荷调节需求以及电站控制目标，实现抽蓄电站群多电网负荷分配目标，使各电网剩余负荷尽量平稳不变。电网侧的目标为：各电网剩余负荷的方差最小，其目标函数表达如下：

$\left\{\begin{array}{c}{D}_g\left(X_g^t\right)=\mathrm{Min}\{\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}{[X_g^t-\frac{1}{T}\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\left(X_g^T\right)]}^2{\}}_{g=\mathrm{1,2}...G_k}\\ X_g^t=(C_g^t-\underset{k=1}{\overset{K}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{k,g}^t)\end{array}\right.$

式中：表示g号电网t时段剩余负荷，MW；表示g号电网剩余负荷的方差；表示g号电网t时段***负荷，MW；表示k号抽水蓄能电站t时段向g号电网输送的电力，若为负值，则表示该电站t时段抽水时从g号电网消耗的电力，MW；1≤t≤T，T为调度期总时段数；K为抽蓄电站总数；G_k表示k号抽蓄电站送(受)电电网总数。

由于上式为多目标函数，需要采用多目标模糊优选方法将其转化为单目标，表达式如下：

$\mathrm{Max}{F}_{g,P,i}={\{1+\frac{\underset{g=1}{\overset{G_k}{\mathrm{\Σ}}}{\left[w_g(1-\frac{D_g^{\max }-D_{g,k}}{D_g^{\max }-D_g^{\min }})\right]}^2}{\underset{g=1}{\overset{G_k}{\mathrm{\Σ}}}{(w_g\×\frac{D_g^{\max }-D_{g,k}}{D_g^{\max }-D_g^{\min }})}^2}\}}^{-1}$

式中：分别表示候选解中第g个目标函数的最大、最小值，F_g,P,i表示第i个候选解第g个目标函数值，w_g表示目标权重，从各电网负荷调节的同等重要性出发，采用等权重，即w_g＝1/G_k。

为保证优化结果的可行和可用性，抽水蓄能电站调度问题需要考虑如下约束条件：上库水量平衡方程：保证单站时段维以及上下游电站空间维上的水量平衡，可表示为

$V_{k,t+1}^{\mathrm{up}}=V_{k,t}^{\mathrm{up}}+({\mathrm{Qp}}_k^t-q_k^t){\mathrm{\Δ}}_t$

式中：表示k号电站在t时段上库初末库容，m³；q_k,t和Qp_k,t分别表示k号电站在时段t发电流量和抽水流量，m³/s。

电站日控制需求：

控制发电量与上库期末水位：

$\begin{array}{ccc}{E}_{k,p}=E_{k,p}^{\′}& \mathrm{and}& Z_k^T=Z_k^{\′}\end{array}$

或控制抽水耗电量与上库期末水位：

$\begin{array}{ccc}{E}_{k,c}=E_{k,c}^{\′}& \mathrm{and}& Z_k^T=Z_k^{\′}\end{array}$

或控制发电量与抽水耗电量：

E_k，p＝E′_k，p     and   E_k，c＝E′_k，c

式中E_k,p，E'_k,p分别表示k号电站在调度期内的总发电量与给定的发电量需求，万kWh；Z'_k分别表示k号电站在调度期末的库水位与给定的水位需求；E_k,c，E'_k,c分别表示k号电站在调度期内的总抽水耗电量与给定的耗电量需求，万kWh。

电站单一时段出力平衡约束：

$\underset{g=1}{\overset{G_k}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{k,g}^t=P_k^t$

式中：为号电站在t时段的出力，MW；

电网受电量日控制需求：

$\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{k,g}^t\×\mathrm{\Δt}=E_{k,p}\×R_{k,g}$

式中：Δt为单一时段的小时数；E_k,p为k号电站的发电量，单位MWh；电站最大发电流量与最大抽水流量限制：

发电工况：上库不能降到最低发电水位以下，同时下库不能出现溢水，如下式：

$\left\{\begin{array}{c}0\≤q_k^t\≤{\stackrel{\‾}{q}}_k^t\\ q_k^t\≤[f_{z-v}^{\mathrm{up}}\left({\mathrm{ZU}}_k^t\right)-f_{z-v}^{\mathrm{up}}\left({\underset{\‾}{\mathrm{ZU}}}_k^t\right)]/\mathrm{\Δt}\\ q_k^t\≤[f_{z-v}^{\mathrm{down}}\left({\stackrel{\‾}{\mathrm{ZDP}}}_k^t\right)-f_{z-v}^{\mathrm{down}}\left({\mathrm{ZD}}_k^t\right)]/\mathrm{\Δt}\end{array}\right.$

式中表示k号电站在t时段最大发电过流能力，m³/s；和分别表示上下库水位-库容关系曲线；和分别表示k号电站在t时段上库末水位、上库最低发电水位、下库末水位和下库最高水位。

抽水工况：下库不能降到最低抽水水位以下，同时上库不能出现溢水，如下式：

$\left\{\begin{array}{c}0\≤{\mathrm{Qp}}_k^t\≤{\stackrel{\‾}{\mathrm{Qp}}}_k^t\\ {\mathrm{Qp}}_k^t\≤[f_{z-v}^{\mathrm{up}}\left({\stackrel{\‾}{\mathrm{ZU}}}_k^t\right)-f_{z-v}^{\mathrm{up}}\left({\mathrm{ZU}}_k^t\right)]/\mathrm{\Δt}\\ {\mathrm{Qp}}_k^t\≤[f_{z-v}^{\mathrm{down}}\left({\mathrm{ZD}}_k^t\right)-f_{z-v}^{\mathrm{down}}\left({\underset{\‾}{\mathrm{ZDP}}}_k^t\right)]/\mathrm{\Δt}\end{array}\right.$

式中表示k号电站在t时段最大抽水过流能力，m³/s；和分别表示k号电站在t时段上库最高水位和下库最低抽水水位，其它变量同式(7)。

电站出力约束：

发电工况： ${\underset{\‾}{P}}_k^t\≤P_k^t\≤{\stackrel{\‾}{P}}_k^t;$ 抽水工况： ${\underset{\‾}{\mathrm{QP}}}_k^t\≤\left|P_k^t\right|\≤{\stackrel{\‾}{\mathrm{QP}}}_k^t$

式中和分别表示k号电站在t时段最大发电上下限和最大抽水功率上下限。

电站开停机持续时段约束：限制电站频繁开停机，延长机组使用寿命，可表示为

$\left\{\begin{array}{c}{P}_k^t>0\mathrm{if}{P}_k^{t-{\mathrm{tg}}_k}=0\mathrm{and}{P}_k^{t-1}>0\\ P_k^t=0\mathrm{if}{P}_k^{t-{\mathrm{ts}}_k}>0\mathrm{and}{P}_k^{t-1}=0\\ P_k^t\≥0\mathrm{else}\end{array}\right.$

式中tg_k、ts_k分别表示k号电站在发电工况下最小开机和停机持续时段；抽水工况类似。电站出力爬坡约束：限制电站在相邻时段间的出力增减幅度，可表示为：

$|P_k^t-P_k^{t-1}|\≤{\mathrm{\ΔP}}_k$

式中ΔP_k表示k号电站在发电工况下单时段最大爬坡速率，抽水工况类似。

电站出力波动约束：电站出力过程中最大、最小出力需持续至少多个时段，可表示为：

$(P_k^{t-\mathrm{\Δ}+1}-P_k^{t-\mathrm{\Δ}})(P_k^t-P_k^{t-1})\≥0,\mathrm{\Δ}=\mathrm{1,2},......{\mathrm{tv}}_k$

式中tv_k表示k号电站极值点持续时段。

日前出力计划约束：

在制定次日出力计划时，需考虑当日出力过程，在衔接时段处的出力需要满足式开停机持续时段约束、出力爬坡约束和出力波动约束。.

图1是抽水蓄能电站发电出力与抽水功率的启发式搜索过程图。根据上述思想，一次完整抽水蓄能电站出力确定过程，按照下述(1)—(7)步骤予以实现：

(1)定义变量。定义迭代次数为i，抽蓄电站编号为k，第i次迭代时k号电站的发电量为耗电量为定义i％2＝0时k号电站为抽水工况，否则为发电工况，设初始迭代次数i＝1；

(2)设电站编号k＝1。

(3)计算电站面临的总负荷。利用计算电站k面临的总负荷过程，其中R_k,g表示电站k送向电网g的送电量比例，表示电网g在t时段剩余负荷；

(4)若i％2＝0，则为抽水工况，当且则寻找总负荷中最低负荷点jj，以及包含jj点在内的连续tv_k个负荷之和最低负荷点，将这tv_k个时段的抽水功率增加ΔQP，进行约束处理及水量平衡计算，转至(5)，式中ΔQP为电站抽水爬坡速率，E_k,c表示耗电量期望值；当则寻找所有抽水时段内总负荷曲线最高点j，将j点抽水功率减小ΔQP，进行约束处理及水量平衡计算，转至(5)；当则直接跳至(6)。

若i％2≠0，则为发电工况，当且则寻找总负荷曲线的最高负荷点jj，以及包jj点在内的连续tv_k个负荷之和最大的点，将这tv_k个时段的发电出力增加ΔP，进行约束处理及水量平衡计算，转至(5)，式中ΔP为电站发电爬坡速率，E_k,p表示耗电量期望值；当则寻找所有发电时段内总负荷曲线最低点j，将j点发电出力减小ΔP，进行约束处理及水量平衡计算，转至(5)；当则直接跳至(6)；

(5)采用出力网间分配算法将电站出力(正值表示发电出力，负值表示抽水功率)分配到各受电电网，重新计算各电网剩余负荷；

(6)令k＝k+1，若k≤K，则跳至(3)，否则转至(7)；

(7)令i＝i+1，跳至(2)；循环迭代，直至电站达到控制目标则停止迭代。

图2是抽水蓄能电站的网间出力分配示意图。一次完整水蓄能电站多电网负荷分配过程，按照下述步骤予以实现：

对于任一抽蓄电站，在出力过程和送电量比例一定的情况下，可采用如下方法进行网间出力分配。不失一般性，假设该电站k需要向电网g₁、g₂和g₃送电，送电比例分别为 和其发电量为E_k,p，抽水耗电量为E_k,c，具体的出力网间分配算法步骤如下：

(1)电量等分。将发电量(正出力)横向等分为100份，每份电量均为ΔE_p，并将这100份电量从上向下依次编号为j＝1、2、……100；

(2)初始解确定。根据电站的送电量比例，确定电网g₁、g₂和g₃分得的初始电量块集合。这样，任一电网的受电出力过程即为该电网所有电量块的出力累加值；

(3)组合寻优。分别从3个电网的电量块集合中按顺序各取1个电量块，标记为j₁₁、j₂₁、j₃₁，更改这三个电量块所属电网标号，根据排列组合原理，共有种组合；计算每种组合下各电网的受电出力过程以及各电网余荷方差，通过多目标模糊优选法选择6种组合中的最优解；

(4)循环迭代。从各电网的电量块集合中，按顺序各取下一个电量块，标记为j₁₂、j₂₂、j₃₂，跳至步骤(3)，若某电网电量块标号取完而其余电网的电量块未取完，则该电网重新选择第一个电量块，其它电网仍按顺序取下一电量块，依此循环，直至目标函数值达到稳定即可停止。

抽水功率的网间分配原理与发电工况相同，不再赘述。上述方法假设送电比例均保留到小数点后2位，这样当电量等分为100块时，各电网分到的电量块数恰好为整数，而工程实际中对电量的控制要求更高，送电比例有可能保留到小数点后3位甚至更多，这种情况下电网的受电量块数包含小数，所以很有必要对这部分电量进行处理，以保证分配结果完全满足给定的电量控制需求。具体如下：

(1)分别记各电网受电量块数中的小数值为和则

(2)从100份电量中取出 $R_k^{\′}=R_{k,g_1}^{\′}+R_{k,g_2}^{\′}+R_{k,g_3}^{\′}$ 份电量，每份电量均按照 比例计算送至各电网的时段出力，其余100-R′_k份电量按照上述网间出力分配方法进行分配。例如，若电网g₁、g₂和g₃的受电比例分别为0.3333、0.2778和0.3889，则分别为0.33、0.78、0.89，显然需要从100份电量中取出2份电量，并按照比例0.33/2、0.78/2、0.89/2计算各电网的在各时段的受电出力。

现以我国华东电网3座直调抽水蓄能电站群短期调度为例，在主频3.1GHz、双核CPU、内存4GB、硬盘500GB的lenovoPC机上完成优化计算。图3和图4分别是各送(受)电电网负荷平衡结果图和各抽水蓄能电站水位与出力过程图，针对表1的抽蓄电站群向各省级电网送(受)电结果分别从送(受)电量满足期望值、送(受)电电网负荷的调峰和填谷效果、电站出力过程三方面进行分析。

在送(受)电量满足期望值方面，从表1可以看出，各直调抽蓄电站向各电网送(受)计划基本满足期望值，由于各电站发电、抽水工况的爬坡速率定为单机容量，因此电站总电量偏差在单台机组每15分钟的发电量或耗电量之内是合理的。

在送(受)电电网负荷的调峰和填谷效果方面，从图3可以看出，上海、江苏、浙江和安徽电网原始负荷曲线的峰谷差分别为：9517MW、12645MW、13582MW和4011MW，而剩余负荷曲线的峰谷差为：7825MW、11454MW、11672MW和3279MW，峰谷差分别缩小了：17.8％、9.5％、14.1％和18.2％，各电网负荷的调峰填谷效果较为明显；此外，上述4个电网原始负荷的均方差分别为：34234、333542、42168和11840；而剩余负荷曲线的均方差为：28850、39536、36794和9458，均方差减小说明各电网的剩余负荷曲线比原始负荷更加平滑。从图3还可以看出，安徽电网的受电时段不在最高负荷处，原因是直调电站总发\耗电量分别为1300\1910万kWh，其中上海、江苏、浙江电网送(受)电总量所占比重较大，为33％、21.6％和31.8％，调峰填谷效果较明显；而安徽电网仅占13.6％，负荷较小且高峰出现在晚9点，与其它几个电网尖峰时间不一致，当采用送电比例作为权重得到的总负荷过程仍不能完全体现安徽电网峰谷特征，从图4也可以看出，仅琅琊山电站在晚9点左右发电，且出力较小，因此安徽电网负荷最高负荷未能被完全调平。

在电站出力过程方面，从图4可以看出，电站出力过程基本满足持续、爬坡等约束条件，其中天荒坪电站在晚23点左右有抽水计划，主要因为天荒坪电站上库库容较小，第一次抽水后上库已达到最高水位，而耗电量期望值又较大，第一次抽水不能完全满足耗电量需求。

综合分析，本发明能够同时直调抽蓄电站上下库调节性能、电站出力特性以及送(受)电电网的预计用电负荷等多重因素，根据电站次日的发、耗电量控制目标制定出电站发电和抽水计划以及送(受)电方案，计算结果能够满足工程实际应用要求。

表1抽蓄电站群向各省级电网送(受)电结果表

Claims (1)

1.区域电网直调抽水蓄能电站群短期多电网负荷分配方法，包括确定电站日出力过程和分配电站出力到各电网两个部分，其特征在于如下步骤：

第一部分：确定电站日出力过程

(1)定义变量：定义迭代次数为i，抽蓄电站编号为k，第i次迭代时k号电站的发电量为耗电量为定义i％2＝0时k号电站为抽水工况，否则为发电工况，设初始迭代次数i＝1；

(2)设电站编号k＝1；

(3)计算电站面临的总负荷：利用计算电站k面临的总负荷过程，其中R_k,g表示电站k送向电网g的送电量比例，表示电网g在t时段剩余负荷；

(4)若i％2＝0，则为抽水工况，当且则寻找总负荷中最低负荷点jj，以及包含jj点在内的连续tv_k个负荷之和最低负荷点，将这tv_k个时段的抽水功率增加ΔQP，进行约束处理及水量平衡计算，转至步骤(5)，式中ΔQP为电站抽水爬坡速率，E_k,c表示耗电量期望值；当则寻找所有抽水时段内总负荷曲线最高点j，将j点抽水功率减小ΔQP，进行约束处理及水量平衡计算，转至步骤(5)；当 $|E_{k,c}^i-E_{k,c}|<\mathrm{\&Delta;QP},$ 则直接跳至步骤(6)；

若i％2≠0，则为发电工况，当且则寻找总负荷曲线的最高负荷点jj，以及包jj点在内的连续tv_k个负荷之和最大的点，将这tv_k个时段的发电出力增加ΔP，进行约束处理及水量平衡计算，转至步骤(5)，式中ΔP为电站发电爬坡速率，E_k,p表示发电量期望值；当则寻找所有发电时段内总负荷曲线最低点j，将j点发电出力减小ΔP，进行约束处理及水量平衡计算，转至步骤(5)；当 $|E_{k,p}^i-E_{k,p}|\&le;\mathrm{\&Delta;P},$ 则直接跳至步骤(6)；

(5)采用出力网间分配算法将电站出力分配到各受电电网，正值表示发电出力，负值表示抽水功率，重新计算各电网剩余负荷；

(6)令k＝k+1，若k≤K，则跳至步骤(3)，否则转至步骤(7)；

(7)令i＝i+1，跳至步骤(2)；循环迭代，直至所有电站的发电量或耗电量均达到控制目标则停止迭代；

第二部分：电站出力网间分配

对于任一抽蓄电站，在出力过程和送电量比例一定的情况下，采用如下方法进行网间出力分配；假设该电站k需要向电网g₁、g₂和g₃送电，送电比例分别为和其发电量期望值为E_k,p，抽水耗电量期望值为E_k,c，具体的出力网间分配算法步骤如下：

(1)电量等分：将正出力发电量横向等分为100份，每份电量均为ΔE_p，并将这100份电量从上向下依次编号为j＝1、2、……100；

(2)初始解确定：根据电站的送电量比例，确定电网g₁、g₂和g₃分得的初始电量块集合分别为和任一电网的受电出力过程即为该电网所有电量块的出力累加值；

(3)组合寻优：分别从3个电网的电量块集合中按顺序各取1个电量块，标记为j₁₁、j₂₁、j₃₁，更改这三个电量块所属电网标号，根据排列组合原理，共有种组合；计算每种组合下各电网的受电出力过程以及各电网余荷方差，通过多目标模糊优选法选择6种组合中的最优解；

(4)循环迭代：从各电网的电量块集合中，按顺序各取下一个电量块，标记为j₁₂、j₂₂、j₃₂，跳至步骤(3)，若某电网电量块标号取完而其余电网的电量块未取完，则该电网重新选择第一个电量块，其它电网仍按顺序取下一电量块，依此循环，直至目标函数值达到稳定即可停止：

抽水功率的网间分配原理与发电工况相同；上述方法假设送电比例均保留到小数点后2位，这样当电量等分为100块时，各电网分到的电量块数恰好为整数，而工程实际中对电量的控制要求更高，送电比例保留到小数点后3位，这种情况下电网的受电量块数包含小数，对这部分电量进行处理以保证分配结果完全满足给定的电量控制需求；具体如下：

(1)分别记各电网受电量块数中的小数值为和则

(2)从100份电量中取出份电量，每份电量均按照 比例计算送至各电网的时段出力，其余100-R′_k份电量按照上述网间出力分配方法进行分配。