CN103632045A - 一种评估省级电网发电调度理想度的计算方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于理想调度理念的评估省级电网发电调度理想度的计算方法。本发明基于理想调度理念，提出基于电网运行的实际边界条件，从后评估的角度，通过再调度模拟的方式，分别以运行成本最小和煤耗最小为目标，评估了省级电网发电调度理想度，为评估省级电网的运行效益提供了一个有效的分析工具。该方法充分考虑了实际电网运行的各类边界条件，与实际调度业务流程结合紧密，对实际的调度效果进行后分析，具有很强的适用性，可以作为一个功能模块简便地***现有的调度决策支持***之中，其开发难度小、开发效率高，具有很强的实用性。

Description

一种评估省级电网发电调度理想度的计算方法

技术领域

本发明涉及电力运行分析评估领域，特别提供了一种基于理想调度理念的评估省级电网发电调度理想度的计算方法。

背景技术

在电网经济运行管理方面，由于经济分析中“多主体、多目标、多阶段”的多维性，相关的统计数据比较分散，***研究不够深入，目前还没有一套***、科学、有效的分析策略，可直接用于指导的电网经济运行，特别是从2010年起实行国资委下发的EVA（经济增加值）考核管理后，电网的经济运行需要更加迫切。

为适应EVA考核，要求深入挖掘电网调度运行的经济效益。对于省级电网而言，面向省内统调机组的发电调度是其所开展的一项核心业务，科学的发电调度计划，对于实现电网的经济运行，以及实现节能发电调度都具有重要意义；发电调度计划的决策与执行效果将直接影响电网的购电成本和消耗的能源总量。因此，如何对省级电网的发电调度进行优化，如何评估调度方式的合理性与优化程度，就成为了电网企业所关注的一个重要问题。对于一个实际的电网运行结果，只有通过事后模拟的方法重现历史场景，才能够去追溯其可能的最理想的运行状态，并由此去判断实际工作中是否存在改进空间、有多大改进空间、并辨识影响效益实现的主要因素等重要问题。然而，当前由于缺乏数据、计算复杂、业务难度大等原因，该领域的研究与应用一直比较匮乏。

基于以上分析，本发明借鉴美国PJM电力市场理想调度的思想，通过合理整合、利用电网运行中普遍、一般的数据资源，构建理想度评估的等值模型，定义理想度评估的目标函数，并通过“再调度”模拟、优化求解等手段，提出了一种评估省级电网发电调度理想度的计算方法。该方法可用于每日的后评估，所需的数据基础主要包括：电网网络的基本参数、机组基本参数、机组前一日运行参数等。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的在于实现科学评价省级电网发电调度执行情况，提供一种评估省级电网发电调度理想度的计算方法。

本发明的技术方案如下：

(1)基于实际电网的拓扑结构，提取网络节点和关键断面，构建等值网络模型。

(2)读取关键断面正反传输极限

(3)读取各机组基本参数，包括所在节点、出力上下限、增减出力速率、价格系数与煤耗系数。

(4)读取各机组的运行参数，包括检修状态、开停状态与日内各时段出力，并读取负荷曲线。

(5)分别以购电成本最小和煤耗最小为目标，构造发电调度理想度的评估函数z。

(6)以机组开停状态和各时段出力为决策变量，以z为目标函数，考虑等值网络模型容量约束与拓扑约束以及各机组的实际运行约束，基于直流潮流构建理想度评估模型，求出最优解并得到z的最优值。

(7)计算电网实际调度所形成的购电成本和煤耗。

(8)对比步骤(6)与步骤(7)的计算结果，分析二者的相对误差r_z，r_z即反映了省级电网发电调度的理想度。

本发明的有益效果如下：

本发明基于理想调度理念，提出基于电网运行的实际边界条件，从后评估的角度，通过再调度模拟的方式，分别以运行成本最小和煤耗最小为目标，评估了省级电网发电调度理想度，为评估省级电网的运行效益提供了一个有效的分析工具。该方法充分考虑了实际电网运行的各类边界条件，与实际调度业务流程结合紧密，对实际的调度效果进行后分析，具有很强的适用性，可以作为一个功能模块简便地***现有的调度决策支持***之中，其开发难度小、开发效率高，具有很强的实用性。

附图说明

图1是本发明的实施流程图。

具体实施方式

下面结合附图1和实施方式对本发明作进一步详细的说明。应当理解，此处所描述的具体实施方式可用以解释本发明，但并不限定本发明。

本发明涉及电力运行分析评估领域，提供了一种评估省级电网发电调度理想度的计算方法，具体实施方式如下：

(1)基于实际电网的拓扑结构，提取网络节点和关键断面，构建等值网络模型。

以发电机组所在母线为节点，以省内节点之间联络线为边，获取电网原始拓扑结构图。定义实际运行中线路负荷率达到90%以上的断面为关键断面，其他则为非关键断面。将非关键断面连接的节点合并，构建以关键断面为边的等值网络模型。记第i个节点记为N_i，第j条交流联络线记为L_j；并定义L_j的正方向。

(2)读取关键断面正反传输极限

每一个关键断面受到正反两个方向的传输极限限制，即：

$\underset{\‾}{P_{\mathrm{Lj}}}\≤P_{\mathrm{Lj},t}\≤\stackrel{\‾}{P_{\mathrm{lj}}}$

其中P _Lj 是断面L_j的反向传输极限，

是断面L_j的正向传输极限，P_Lj,t是断面L_j在第t时段的传输功率。

断面正反传输极限需要事前进行计算，与断面包含的各联络线传输极限和运行方式有关。

(3)读取各机组基本参数，包括所在节点、出力上下限、增减出力速率、价格系数与煤耗系数。

机组基本参数指不受人工干预的反映机组自身特征的参数，具体如下：

机组所在节点M_u：机组u在实际电网中连接的节点对应到等值网络模型中的节点，其取值与N_i相对应。

机组出力上下限机组受装机容量限制和燃烧稳定限制，存在最大出力和最小出力。机组u正常运行时的最大出力记为

最小出力记为

记机组u第t时段出力为P_u,t，有

机组增减出力速率

机组运行具有惯性，因轴应力承受能力有限，出力速率不可突然变化，因此存在增减出力速率极限，表征机组u正常运行时，15分钟出力变化的最大值。增出力最大值记为

降出力最大值记为|R _u |。有 $\underset{\‾}{R_u}\≤P_{u,t+1}-P_{u,t}\≤\stackrel{\‾}{R_u}.$

机组价格系数k_u：采用机组的上网电价。

机组煤耗系数c_u：采用机组的设计煤耗。

(4)读取各机组的运行参数，包括检修状态、开停状态与日内各时段出力，并读取负荷曲线。

机组检修状态事前给定，作为边界条件。检修机组不可以开机，非检修机组可能开机，也可能不开机。用

表示机组是否可用。表示机组不可开机，

表示机组可开机。

机组开停状态由日前发电计划决定。认为机组全天处于同一个开停状态，记为α_u。α_u=0表示机组停机，α_u=1表示机组开机。

读取全网发电负荷D_t，记机组u第t时段出力为P_u,t，根据电力平衡有：

$D_t=\underset{u\∈U}{\mathrm{\Σ}}{P}_{u,t}$

(5)分别以运行成本最小和煤耗最小为目标，构造发电调度理想度的评估函数z。

构造评估函数z，分别如下：

$\min :z1=T_0\underset{t=1}{\overset{96}{\mathrm{\Σ}}}\underset{u\∈U}{\mathrm{\Σ}}{k}_u{P}_{u,t}$

其中z1表示机组发电费用，是决策目标；T₀表示每个时段对应时间的长度，在每日96点条件下T₀=0.25小时；P_u,t是机组u第t时段出力，k_u是机组u的价格系数。

$\min :z2=T_0\underset{t=1}{\overset{96}{\mathrm{\Σ}}}\underset{u\∈U}{\mathrm{\Σ}}{c}_u{P}_{u,t}$

其中z2表示机组发电煤耗，是决策目标；T₀表示每个时段对应时间的长度，在每日96点条件下T₀=0.25小时；P_u,t是机组u第t时段出力，c_u是机组u的煤耗系数。

(6)以机组开停状态和各时段出力为决策变量，以z为目标函数，考虑等值网络模型容量约束与拓扑约束以及各机组的实际运行约束，基于直流潮流构建理想度评估模型，求出最优解并得到z的最优值。

考虑如下约束条件：

(6-1)断面传输电力约束。

$\underset{\‾}{P_{\mathrm{Lj}}}\≤\underset{l\∈s}{\mathrm{\Σ}}\underset{u=1}{\overset{N_U}{\mathrm{\Σ}}}{G}_{l-i}{P}_{u,t}-\underset{l\∈s}{\mathrm{\Σ}}\underset{j=1}{\overset{N_J}{\mathrm{\Σ}}}{G}_{l-i}{D}_{j,t}\≤\stackrel{\‾}{P_{\mathrm{Lj}}}$

(6-2)负荷平衡约束。

$\underset{u=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{u,t}=D_t$

(6-3)***备用约束。

$\underset{u=1}{\overset{N_I}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\α}}_u\stackrel{\‾}{P_u}\≥(1+r_{+})D_{\max }$

$\underset{u=1}{\overset{N_I}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\α}}_u\underset{\‾}{P_u}\≤(1-r_{-})D_{\min }$

其中r₊,r_-分别是***正负备用系数，由***运行要求决定。

(6-4)机组出力范围约束。

${\mathrm{\α}}_u\underset{\‾}{P_u}\≤P_{u,t}\≤{\mathrm{\α}}_u\stackrel{\‾}{P_u}$

(6-5)爬坡约束

$\underset{\‾}{R_u}\≤P_{u,t+1}-P_{u,t}\≤\stackrel{\‾}{R_u}$

以机组开停状态α_u和机组各时段出力P_u,t为决策变量，采用上述（2）（3）（4）数据作为边界条件，采用（5）中的目标，考虑（6-1）至（6-5）约束条件，基于直流潮流构建理想度评估模型。

此模型可以采用任一合适的优化工具进行优化求解，得到目标函数最优值和机组开停状态、机组各时段出力的最优解。

(7)计算实际调度的购电成本和煤耗。

实际调度的购电成本和煤耗计算方法如下：

$z_1^0=T_0\underset{t=1}{\overset{96}{\mathrm{\Σ}}}\underset{u\∈U}{\mathrm{\Σ}}{k}_u{P}_{u,t}$

$z_2^0=T_0\underset{t=1}{\overset{96}{\mathrm{\Σ}}}\underset{u\∈U}{\mathrm{\Σ}}{c}_u{P}_{u,t}$

其中

表示实际调度购电成本，

表示实际煤耗；T₀表示每个时段对应时间的长度，在每日96点条件下T₀=0.25小时；P_u,t是机组u第t时段出力；k_u是机组u的价格系数，c_u是机组u的煤耗系数。

(8)对比步骤(6)与步骤(7)的计算结果，分析二者的相对误差r_z，r_z即反映了省级电网发电调度的理想度。

记实际电网购电成本为

相应构建的以z为目标的模型优化最小购电成本为因为实际运行完全满足上述模型的各项约束，因此有

提取关键指标

是该指标的相对误差，r_z1越小，表明省内经济调度执行越好。

记实际电网发电煤耗为

相应构建的以z为目标的模型优化最小发电煤耗为

因为实际运行完全满足上述模型的各项约束，因此有

提取关键指标

是该指标的相对误差，r_z2越小，表明省内节能发电调度执行越好。

记实际机组出力为P⁰ _u,t，优化最优解为P^* _u,t。按照下式计算两条曲线的相对偏差：

$r_p=\frac{1}{96}\sqrt{\underset{t=1}{\overset{96}{\mathrm{\Σ}}}{\left(\frac{P_{u,t}^0-P_{u,t}^{*}}{S_u}\right)}^2}$

其中S_u是机组u的装机容量。

按照r_p从大到小排序，用来反映机组运行曲线与理想曲线偏差大小。

一般地，实际购电成本大于理想购电成本。定义机组u对购电成本增量的贡献Δz1_u如下：

${\mathrm{\Δz}1}_u{T}_0\underset{t=1}{\overset{96}{\mathrm{\Σ}}}(P_{u,t}^0-P_{u,t}^{*})(k_u-\tilde{k})$

其中T₀表示每个时段对应时间的长度，在每日96点条件下T₀=0.25小时；

是机组u第t时段实际出力，

是机组u第t时段理想出力。k_u是机组u的价格系数，

是所有机组的平均价格系数。

Δz1_u的量纲是电费，对应机组u引起购电成本的增量。可以验证，各机组引起的购电成本增量之和为全网购电成本的增量，即：

定义机组u对购电成本增量的贡献率

有

类似地，一般情况下，实际发电煤耗大于理想发电煤耗。定义机组u对发电煤耗增量的贡献Δz2_u如下：

${\mathrm{\Δz}2}_u=T_0\underset{t=1}{\overset{96}{\mathrm{\Σ}}}(P_{u,t}^0-P_{u,t}^{*})(c_u-\tilde{c})$

其中T₀表示每个时段对应时间的长度，在每日96点条件下T₀=0.25小时；

是机组u第t时段实际出力，

是机组u第t时段理想出力。c_u是机组u的煤耗系数，

是所有机组的平均煤耗系数。

Δz2_u的量纲是煤的质量，单位是吨，对应机组u引起发电煤耗的增量。可以验证，各机组引起的发电煤耗增量之和为全网发电煤耗的增量，即：

定义机组u对发电煤耗增量的贡献率

有

$\underset{u\∈U}{\mathrm{\Σ}}{\mathrm{\Δz}2\%}_u=1$

为实现电网的经济运行，需要结合运行目标，重点关注Δz1_u或Δz2_u较大的机组，优先调整这些机组的发电计划。

至此，本发明所提方法实施完毕。

由以上具体实施步骤可见，本发明基于理想调度理念，提出基于电网运行的实际边界条件，从后评估的角度，通过再调度模拟的方式，分别以运行成本最小和煤耗最小为目标，评估了省级电网发电调度理想度，为评估省级电网的运行效益提供了一个有效的分析工具。该方法充分考虑了实际电网运行的各类边界条件，与实际调度业务流程结合紧密，对实际的调度效果进行后分析，具有很强的适用性，可以作为一个功能模块简便地***现有的调度决策支持***之中，其开发难度小、开发效率高，具有很强的实用性。

需要强调的是，本方法实施步骤中的约束条件可根据实际电网运行中的数据资源、以及业务需求等灵活订制，网络拓扑结构以及点边的对应关系也可以根据实际情况灵活设定，调度目标也可以根据实际业务需求进行扩展，不限于发电成本最小和煤耗最小，可扩展性强。因此，以上实施步骤仅用以说明而非限制本发明的技术方案。不脱离本发明精神和范围的任何修改或局部替换，均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (10)

1.一种评估省级电网发电调度理想度的计算方法，其特征在于包括如下步骤：

(1)基于实际电网的拓扑结构，提取网络节点和关键断面，构建等值网络模型;

(2)读取关键断面正反传输极限

(3)读取各机组基本参数，包括所在节点、出力上下限、增减出力速率、价格系数与煤耗系数;

(4)读取各机组的运行参数，包括检修状态、开停状态与日内各时段出力，并读取负荷曲线;

(5)分别以购电成本最小和煤耗最小为目标，构造发电调度理想度的评估函数z;

(6)以机组开停状态和各时段出力为决策变量，以z为目标函数，考虑等值网络模型容量约束与拓扑约束以及各机组的实际运行约束，基于直流潮流构建理想度评估模型，求出最优解并得到z的最优值;

(7)计算电网实际调度所形成的购电成本和煤耗;

(8)对比步骤(6)与步骤(7)的计算结果，分析二者的相对误差r_z，r_z即反映了省级电网发电调度的理想度。

2.根据权利要求1所述的评估省级电网发电调度理想度的计算方法，其特征在于上述步骤(1)构建等值网络模型的方法如下：

以发电机组所在母线为节点，以省内节点之间联络线为边，获取电网原始拓扑结构图，定义实际运行中线路负荷率达到90%以上的断面为关键断面，其他则为非关键断面，将非关键断面连接的节点合并，构建以关键断面为边的等值网络模型，记第i个节点记为N_i，第j条交流联络线记为L_j；并定义L_j的正方向。

3.根据权利要求1所述的评估省级电网发电调度理想度的计算方法，其特征在于上述步骤(2)中，每一个关键断面受到正反两个方向的传输极限限制，即：

$\underset{\‾}{P_{\mathrm{Lj}}}\≤P_{\mathrm{Lj},t}\≤\stackrel{\‾}{P_{\mathrm{Lj}}}$

其中P _Lj 是断面L_j的反向传输极限，

是断面L_j的正向传输极限，P_Lj,t是断面L_j在第t时段的传输功率；

断面正反传输极限需要事前进行计算，与断面包含的各联络线传输极限和运行方式有关。

4.根据权利要求1所述的评估省级电网发电调度理想度的计算方法，其特征在于上述步骤(3)中，机组基本参数指不受人工干预的反映机组自身特征的参数，具体如下：

机组所在节点M_u：机组u在实际电网中连接的节点对应到等值网络模型中的节点，其取值与N_i相对应；

机组出力上下限

机组受装机容量限制和燃烧稳定限制，存在最大出力和最小出力；机组u正常运行时的最大出力记为

最小出力记为P _u ；记机组u第t时段出力为P_u，t，有

机组增减出力速率机组运行具有惯性，因轴应力承受能力有限，出力速率不可突然变化，因此存在增减出力速率极限，表征机组u正常运行时，一定时间周期的出力变化的最大值；增出力最大值记为降出力最大值记为|R _u |，有 $\underset{\‾}{R_u}\≤P_{u,t+1}-P_{u,t}\≤\stackrel{\‾}{R_u};$

机组价格系数k_u：采用机组的上网电价；

机组煤耗系数c_u：采用机组的设计煤耗。

5.根据权利要求4所述的评估省级电网发电调度理想度的计算方法，其特征在于上述时间周期包括1小时、15分钟、5分钟。

6.根据权利要求1所述的评估省级电网发电调度理想度的计算方法，其特征在于上述步骤(4)中，机组检修状态事前给定，作为边界条件，用

表示机组是否可用，表示机组不可开机，

表示机组可开机，

机组开停状态由日前发电计划决定，认为机组全天处于同一个开停状态，记为α_u，α_u=0表示机组停机，α_u=1表示机组开机；

读取全网发电负荷D_t，记机组u第t时段出力为P_u,t，根据电力平衡有：

$D_t=\underset{u\∈U}{\mathrm{\Σ}}{P}_{u,t}.$

7.根据权利要求1所述的评估省级电网发电调度理想度的计算方法，其特征在于上述步骤(5)中，发电调度理想度的评估函数z分别如下：

$\min :z1=T_0\underset{t=1}{\overset{96}{\mathrm{\Σ}}}\underset{u\∈U}{\mathrm{\Σ}}{k}_u{P}_{u,t}$

其中z1表示机组发电费用，是决策目标；T₀表示每个时段对应时间的长度，取1小时、15分钟、5分钟为时段长度，若T₀=0.25小时，则每日包括96个运行时段；P_u,t是机组u第t时段出力，k_u是机组u的价格系数；

$\min :z2=T_0\underset{t=1}{\overset{96}{\mathrm{\Σ}}}\underset{u\∈U}{\mathrm{\Σ}}{c}_u{P}_{u,t}$

其中z2表示机组发电煤耗，是决策目标；T₀表示每个时段对应时间的长度，取1小时、15分钟、5分钟为时段长度，若T₀=0.25小时，则每日包括96个运行时段；P_u,t是机组u第t时段出力，c_u是机组u的煤耗系数。

8.根据权利要求1所述的评估省级电网发电调度理想度的计算方法，其特征在于上述步骤(6)中，考虑如下约束条件：

(6-1)断面传输电力约束，

$\underset{\‾}{P_{\mathrm{Lj}}}\≤\underset{l\∈s}{\mathrm{\Σ}}\underset{u=1}{\overset{N_U}{\mathrm{\Σ}}}{G}_{l-i}{P}_{u,t}-\underset{l\∈s}{\mathrm{\Σ}}\underset{j=1}{\overset{N_J}{\mathrm{\Σ}}}{G}_{l-i}{D}_{j,t}\≤\stackrel{\‾}{P_{\mathrm{Lj}}}$

(6-2)负荷平衡约束，

$\underset{u=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{u,t}=D_t$

(6-3)***备用约束，

$\underset{u=1}{\overset{N_I}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\α}}_u\stackrel{\‾}{P_u}\≥(1+r_{+})D_{\max }$

$\underset{u=1}{\overset{N_I}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\α}}_u\underset{\‾}{P_u}\≤(1-r_{-})D_{\min }$

其中r₊,r_-分别是***正负备用系数，由***运行要求决定，

(6-4)机组出力范围约束，

${\mathrm{\α}}_u\underset{\‾}{P_u}\≤P_{u,t}\≤{\mathrm{\α}}_u\stackrel{\‾}{P_u}$

(6-5)爬坡约束

$\underset{\‾}{R_u}\≤P_{u,t+1}-P_{u,t}\≤\stackrel{\‾}{R_u}$

以机组开停状态α_u和机组各时段出力P_u,t为决策变量，采用上述步骤（2）（3）（4）数据作为边界条件，采用步骤（5）中的目标，考虑（6-1）至（6-5）的约束条件，基于直流潮流构建理想度评估模型，

此模型采用优化工具进行优化求解，得到目标函数最优值和机组开停状态、机组各时段出力的最优解。

9.根据权利要求1所述的评估省级电网发电调度理想度的计算方法，其特征在于上述步骤(7)中，实际调度的购电成本和煤耗计算方法如下：

$z_1^0=T_0\underset{t=1}{\overset{96}{\mathrm{\Σ}}}\underset{u\∈U}{\mathrm{\Σ}}{k}_u{P}_{u,t}$

$z_2^0=T_0\underset{t=1}{\overset{96}{\mathrm{\Σ}}}\underset{u\∈U}{\mathrm{\Σ}}{c}_u{P}_{u,t}$

其中表示实际调度购电成本，

表示实际煤耗；T₀表示每个时段对应时间的长度，取1小时、15分钟、5分钟为时段长度，若T₀=0.25小时，则每日包括96个运行时段；P_u,t是机组u第t时段出力；k_u是机组u的价格系数，c_u是机组u的煤耗系数。

10.根据权利要求1所述的评估省级电网发电调度理想度的计算方法，其特征在于上述步骤(8)中，对比步骤(6)与步骤(7)的计算结果，分析二者的相对误差r_z，r_z即反映了省级电网发电调度的理想度；

记实际电网购电成本为相应构建的以z为目标的模型优化最小购电成本为

因为实际运行完全满足上述模型的各项约束，因此有

提取关键指标

是该指标的相对误差，r_z1越小，表明省内经济调度执行越好；

记实际电网发电煤耗为

相应构建的以z为目标的模型优化最小发电煤耗为

因为实际运行完全满足上述模型的各项约束，因此有

提取关键指标

是该指标的相对误差，r_z2越小，表明省内节能发电调度执行越好；

记实际机组出力为P⁰ _u,t，优化最优解为P^* _u,t；按照下式计算两条曲线的相对偏差：

$r_p=\frac{1}{96}\sqrt{\underset{t=1}{\overset{96}{\mathrm{\Σ}}}{\left(\frac{P_{u,t}^0-P_{u,t}^{*}}{S_u}\right)}^2}$

其中S_u是机组u的装机容量；

按照r_p从大到小排序，用来反映机组运行曲线与理想曲线偏差大小；

一般地，实际购电成本大于理想购电成本；定义机组u对购电成本增量的贡献Δz1_u如下：

${\mathrm{\Δz}1}_u=T_0\underset{t=1}{\overset{96}{\mathrm{\Σ}}}(P_{u,t}^0-P_{u,t}^{*})(k_u-\tilde{k})$

其中T₀表示每个时段对应时间的长度，在每日96点条件下T₀=0.25小时；

是机组u第t时段实际出力，

是机组u第t时段理想出力；k_u是机组u的价格系数，

是所有机组的平均价格系数；

Δz1_u的量纲是电费，对应机组u引起购电成本的增量，可以验证，各机组引起的购电成本增量之和为全网购电成本的增量，即：定义机组u对购电成本增量的贡献率

有

一般情况下，实际发电煤耗大于理想发电煤耗；定义机组u对发电煤耗增量的贡献Δz2_u如下：

${\mathrm{\Δz}2}_u=T_0\underset{t=1}{\overset{96}{\mathrm{\Σ}}}(P_{u,t}^0-P_{u,t}^{*})(c_u-\tilde{c})$

其中T₀表示每个时段对应时间的长度，在每日96点条件下T₀=0.25小时；

是机组u第t时段实际出力，是机组u第t时段理想出力；c_u是机组u的煤耗系数，

是所有机组的平均煤耗系数；

Δz2_u的量纲是煤的质量，单位是吨，对应机组u引起发电煤耗的增量，可以验证，各机组引起的发电煤耗增量之和为全网发电煤耗的增量，即：定义机组u对发电煤耗增量的贡献率

有

$\underset{u\∈U}{\mathrm{\Σ}}{\mathrm{\Δz}2\%}_u=1$

为实现电网的经济运行，需要结合运行目标，重点关注Δz1_u或Δz2_u较大的机组，优先调整这些机组的发电计划。

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