考慮大規模直流饋入穩定約束的電網優化調度模型

方珂，柯德平，孫元章，吳浩天，沈陽武，龔烈鋒

(1. 武漢大學電氣與自動化學院，武漢430072；2. 國網湖南省電力有限公司電力科學研究院，長沙410007)

0 引言

為了促進西部地區能源資源的充分利用，同時緩解中東部地區能源短缺的現狀，我國采用特高壓直流輸電技術將西部地區富余的能源遠距離輸送至中東部的負荷中心，從空間上打破了我國能源資源與能源消費逆向分布的狀況[1 - 2]。

隨著直流輸送容量的擴大，直流受端電網受到的影響與挑戰也不斷加大，受端電網的安全穩定性問題不容忽視。當前，對于直流受端電網的頻率穩定問題，主要依靠電網的自身調節(一、二次調頻)，若沒有足夠的系統慣量，一旦發生嚴重故障將造成巨大的損失[3 - 4]；對于直流受端電網的電壓穩定問題，由于直流一般落點于電網的負荷中心，若缺乏火電機組動態無功支撐，負荷中心的暫態電壓將面臨嚴峻的挑戰[5 - 6]。為了保證受端電網的安全穩定，在制訂運行調度計劃時，需要充分考慮直流的輸送功率，并開啟足夠的火電機組以滿足頻率和電壓穩定的要求[7 - 8]，即增設一些安穩措施[9]。

另一方面，受端電網自身清潔能源的消納空間也受到直流輸送功率的影響。通常，送端電網根據自身的電力盈余安排直流輸送計劃，未能考慮到受端電網清潔能源消納和用電需求，減弱了受端電網清潔能源的消納能力[10]。

如何在保證受端電網安全穩定的前提下，合理安排機組的啟停和出力，優化直流輸電的功率，是當前跨區直流運行功率計劃制定面臨的新問題。文獻[11]用等效的N臺火電機組疊加以代替直流聯絡線，并優化等效火電機組的啟停，等效于優化直流聯絡線輸送功率，此等效方式使得直流聯絡線只能在離散的“N檔”功率下運行，未能充分發揮直流的靈活調整性。文獻[12]充分挖掘了直流聯絡線與各區域發電機組之間的協調優化空間，提高了直流互聯系統的風電消納能力。文獻[13]考慮了多個跨區互聯電網之間的輸電通道，實現了送、受端電網間的協調調度，促進了新能源在更大范圍內消納。文獻[14]綜合考慮了風電消納和受端電網負荷變化，充分發揮了直流聯絡線的調峰潛力，改善了受端電網的調峰裕度。文獻[15]在保證送、受端電網安全運行前提下，優化直流外送計劃，但是其中只考慮了一些常規的電網安全約束，未充分考慮直流對受端電網運行計劃的影響。文獻[16]考慮了直流閉鎖等故障對受端電網的影響，優化直流的最優送電容量、機組啟停，在充分消納直流輸送功率的同時提高了交直流受端電網運行的安全性。文獻[17]考慮了條件控制斷面約束，充分考慮了源(送端電網)荷(受端電網)特性，提高了受端電網對直流的吸收能力。

綜上所述，現有考慮直流約束的研究常以提升送端電網清潔能源消納量為目標，較少考慮到受端電網清潔能源消納的需求以及受端電網為應對直流饋入對火電機組開機方式的要求。不合理的直流送入功率及其與火電機組開機方式的耦合關系擠壓了受端電網清潔能源消納空間，同時造成額外的火電機組開機，不利于兼顧互聯電網整體的經濟性。

在現有研究成果的基礎上，本文緊貼工程實際需求，建立了考慮大規模直流饋入穩定約束的電網優化調度模型。模型綜合考慮了送端電網直流外送調整能力與調整代價、受端電網本地清潔能源消納需求和負荷特性、直流送入功率與火電機組開機臺數、備用容量的耦合條件約束，協調優化了直流輸送功率、常規電源與清潔能源的計劃出力，以保證電網安全穩定運行，兼顧送、受端電網整體的經濟效益。

1 考慮大規模直流饋入穩定約束的電網優化調度模型

1.1 優化目標

本文以最小化受端電網火電機組運行成本、直流電費成本、直流額外調整成本為優化目標，如式(1)所示。

(1)

式中：T為調度周期；t為時段編號，t=1,2,…,T；Nm為火電機組臺數；i為火電機組編號；Cm,i,t為火電機組i在t時段的運行成本；fDC為直流電費單位成本；pDC,t為t時段的直流輸送功率；CDC,t,e為t時段的直流向上額外調整成本。

火電機組運行成本主要包含機組出力產生的燃料費用以及開關機費用，如式(2)所示。

Cm,i,t=cp,i,t+cu,i,t+cd,i,t

(2)

式中：cp,i,t、cu,i,t、cd,i,t分別為火電機組i在t時段的燃料費用、開機費用、關機費用，其計算方式參照文獻[18]。火電機組的運行成本決定了其開機順序，成本較低的機組優先被開機。

1.2 直流聯絡線運行模式約束

1)模式1：聯絡線功率按計劃運行模式

送端電網根據自身的電力盈余安排直流聯絡線功率輸送計劃PlanA， 如式(3)所示。

pDC,t=pDC,t,sche

(3)

式中pDC,t,sche為t時段送端電網安排的直流輸送計劃。

該模式下不存在直流向上調整的情況，即：

CDC,t,e=0

(4)

受端電網按照PlanA支付送端電網相應的電費，同時根據該計劃制定本區域內機組的發電計劃。

該模式可以保證送端電網清潔能源的消納，但是直流運行計劃未能考慮到受端電網的負荷特性和運行情況，可能會擠壓受端電網本地的清潔能源消納空間，單方面較友好于送端電網。

2)模式2：考慮受端電網清潔能源消納的聯絡線功率優化模式

送端電網根據自身電網運行情況安排直流聯絡線功率輸送計劃PlanB， 并提供給受端電網參考。受端電網根據自身清潔能源可發電情況，在PlanB的基礎上，優化得到直流的輸送計劃PlanC， 將PlanC提供給送端電網，并按照PlanC的直流輸送電量支付電費和安排本區域內機組的發電計劃。值得明確的是，由于需要為受端電網清潔能源消納提供空間，優化后的PlanC在每一個時段的輸送功率都不大于PlanB。 如式(5)所示。

pDC,t≤pDC,t,sche

(5)

該模式下，直流可以向下調整，但同樣不存在向上調整的情況，即：

CDC,t,e=0

(6)

該模式考慮了受端電網的清潔能源消納情況，優先消納本地的清潔能源，但是該運行模式將使得送端電網的直流送出電量降低，進而影響送端電網的運行經濟性。

3)模式3：綜合考慮送、受端電網清潔能源消納與經濟性的聯絡線功率優化模式

送端電網根據自身電網運行情況安排直流聯絡線功率輸送計劃PlanD， 提供給受端電網參考。同時送端電網還向受端電網提供與該計劃對應的直流向上可調節范圍以及相應的額外調整費用(每個時刻的直流向上調節范圍與額外調整費用由送端電網根據自身電力調整能力確定)。

受端電網根據自身運行情況，綜合考慮本地清潔能源消納需求與送端電網提供的PlanD、 直流調整范圍、額外調整費用，優化得到直流的輸送計劃PlanE， 將PlanE提供給送端電網，并按照PlanE的直流輸送電量支付電費，同時支付直流向上調節部分的額外調整費用。

由送端電網的直流向上調整范圍和額外調整費用，可得：

pDC,t≤PDC,t,limit

(7)

(8)

式中：PDC,t,limit為送端電網提供的t時段直流向上調整上限值；gt為t時段送端電網根據其直流調整能力設定的直流向上調整費用系數。

該模式一方面考慮了受端電網的清潔能源消納需求，另一方面考慮了送端電網直流調整能力，補償了送端電網直流調整費用，充分發揮了直流聯絡線功率的靈活性，兼顧了送、受端電網整體的經濟性。

1.3 火電機組約束

1)發電功率約束

pm,i,t+Ri,t,w,up+Ri,t,o≤Pi,maxvi,t

(9)

Pi,minvi,t≤pm,i,t-Ri,t,w,down

(10)

Ri,t,w,up,Ri,t,w,down,Ri,t,o≥0

(11)

式中：pm,i,t為火電機組i在t時段的出力；Pi,max、Pi,min為火電機組i的出力上、下限；Ri,t,w,up、Ri,t,w,down為火電機組i在t時段上、下負荷旋轉備用容量(本文未考慮負荷的不確定性，該備用為火電機組應對風電出力不確定性增加的旋轉備用)；Ri,t,o為火電機組i在t時段的旋轉事故備用容量(該備用為火電機組應對大規模直流饋入增加的備用)；vi,t為火電機組i在t時段的開關機狀態，1表示開機，0表示關機。

式(9)—(10)考慮了火電機組的發電能力，對計劃出力與備用同時進行約束，保證了風電、火電機組聯合調度出力安排的可行性。

2)爬坡約束

pm,i,t-Ri,t,w,down≥pm,i,t-1-SRDivi,t-1-
Pi,max(1-vi,t)

(12)

pm,i,t+Ri,t,w,up+Ri,t,o≤pm,i,t-1+SRUivi,t-1+

SSUi(vi,t-vi,t-1)+

Pi,max(1-vi,t)

(13)

pm,i,t+Ri,t,w,up+Ri,t,o≤Pi,maxvi,t+1+
SSDi(vi,t-vi,t+1)

(14)

式中：SRUi、SRDi、SSUi、SSDi分別為火電機組i的上爬坡速率、下爬坡速率、開機爬坡速率、關機爬坡速率。式(12)—(14)利用相鄰兩調度時刻的開關機狀態變量構造約束，綜合考慮了機組組合中火電機組正常爬坡(相鄰時段均開機)、開關機爬坡與備用之間的耦合關系。

此外，最小開關機時間約束參照文獻[18]中相關內容。

1.4 水電機組約束

對于大型水電站，其水位庫容、尾水位發電流量關系可近似成線性關系。同時考慮到在一天內，水庫水位與尾水位的水位差變化較小，因此將水頭近似為常量。

1)水位庫容、尾水位發電流量關系約束

Hj=Fj,H(Vj)

(15)

hj=Fj,h(Qj)

(16)

式中：j為水電站編號；Hj、Vj、hj、Qj分別為水電站j的水庫水位、庫容水量、尾水位、發電流量；Fj,H(·)、Fj,h(·)分別為水電站j的水位庫容、尾水位發電流量關系函數，本文使用一次函數對離散的相關數據進行擬合。

2)水電出力發電流量關系約束

ph,j,t=Kj(Hj,t-hj,t)Qj,t
≈KjHj,consQj,t

(17)

式中：ph,j,t為水電站j在t時段的出力；Kj為水電站j的綜合出力系數；Hj,t為水電站j在t時段的水庫水位；Hj,cons為水電站j的水庫水位與尾水位之差，即水頭，在一天內近似為常量；Qj,t為水電站j在t時段的發電流量。

此外，梯級水電站的發電流量、出庫流量、水位、始末水位、水量平衡、出力等約束參照文獻[19 - 20]中相關內容。

1.5 風電機組約束

1)風電出力約束

pw,k,t≤pw,k,t,predicted

(18)

式中：k為風電場編號；pw,k,t、pw,k,t,predicted分別為風電場k在t時段的調度值、預測值。

2)考慮風電不確定性的備用約束

(19)

(20)

式中：Nw為風電場數量；pw,k,t,down為風電場k的t時段在90%置信水平下的預測誤差概率分布的下邊界；式(19)—(20)為火電機組為應對風電出力的不確定性設置的備用，即當風電實際出力小于調度值時，由火電機組上備用容量彌補該部分能量的缺失；當風電實際出力大于調度值時，由火電機組下備用容量降出力運行，為風電消納提供空間[21 - 22]。

1.6 直流聯絡線安全穩定約束

為了保證受端電網的安全穩定運行，當直流輸送功率處于不同區間內時，受端電網需要相對應開啟足夠數量的火電機組和預留足夠的旋轉事故備用容量。該耦合關系如式(21)所示。

(21)

式中：y為直流聯絡線輸送功率區間編號，y=1,2,…,n；n為直流輸送功率區間數量；Nopen,y、Ro,y、PDC,y分別為直流聯絡線在第y個輸送功率區間內對應的火電機組最小開機數量、火電機組最小旋轉事故備用容量、輸送功率區間邊界值。

該約束為多段邏輯約束，與常規的if-then型邏輯約束相比，其形式上更加復雜、求解難度更大。可使用Big-M[23]法將其線性化，通過引入整數變量，將該邏輯約束松弛解耦。對于任意一段邏輯約束，如式(22)所示，可轉換成如式(23)所示的線性約束。

(22)

(23)

式中：My,1、My,2、My,3為絕對值較大的數；zy,t為0-1整數變量，表示直流在t時段是否處于該功率區間內；ε為嚴格不等式的精度參數。

另外，在t時段直流功率只能處于其中1個條件區間內，即對應其中1個火電機組最小開機數量和最小旋轉備用容量，因此需要保證聯絡線功率檔位的互斥性，引入式(24)。

(24)

引入式(23)—(24)后，通過松弛解耦得到的混合整數線性約束與原多段邏輯約束等價，這大大降低了優化算法對該類約束的求解難度，同理，式(8)可以參照此方法處理。

1.7 潮流約束

大規模電網的交流潮流計算十分繁雜，為了保證求解的速度，本文采用直流潮流計算方式，將非線性電力系統潮流問題轉化為線性問題[24]。

1)線路容量約束

(25)

式中：l為省內主要傳輸線編號；Nh為水電站數量；b為負荷節點母線編號；Nbus為負荷節點母線數量；Sl,m,i、Sl,h,j、Sl,w,k、Sl,load,b分別為火電機組i、 水電站j、 風電場k、 負荷節點母線b對應于傳輸線l的直流潮流傳輸系數；Sl,DC為直流聯絡線傳輸系數；Pload,b,t為母線b在t時段的負荷預測值；Pl,max、Pl，min為第l條傳輸線的正、反向輸送功率極限。

2)功角約束

直流潮流成立的前提為傳輸線兩端節點功角之差足夠小，因此引入節點功角約束，如式(26)—(27)所示。

Bnodeθ=P

(26)

(27)

1.8 功率平衡約束

(28)

式中：pelse,t為不參與優化的小火電、水電等電源在t時段的出力。本文將其視作已知常量。

本文在建模過程中對各種非線性因素進行了可行的線性化處理，建立了考慮大規模直流饋入穩定約束的電網優化調度模型，分析可知該模型是混合整數線性規劃(mixed integer linear programming, MILP)模型，可直接采用CPLEX進行求解。本文利用CPLEX 12.10求解器進行求解，軟件環境為MATLAB2014b, Intel Core i7-8700。

2 算例分析

本文基于國內某省網典型日的實際數據進行計算分析。

2.1 省網系統基礎數據

該省網參與優化調度的發電單元包含37臺火電機組、10個梯級水電站、47個風電場。其他發電單元，如地調小火電、小水電等，其數據使用典型日的實際值。研究的網架結構為220 kV及以上線路，共包含489個節點。該電網作為受端電網，通過一條直流聯絡線與送端電網相連。直流聯絡線的功率與省內火電機組的最小開機臺數、最小旋轉備用容量的關系詳細要求如表1所示。火電機組的運行費用參數參照文獻[25]。直流聯絡線電費單位成本為75 美元/MWh。模型共含24 190個變量，共計60 196條約束，規模龐大。

表1 直流聯絡線對火電開機數量及旋備要求Tab.1 Requirements for the number of power-on units and spin-up of thermal power plants by HVDC tie-line

2.2 典型日系統運行情況分析

圖1所示為典型日內該省網系統各發電單元的出力情況。可以看到，直流在負荷低谷時期送入功率較低，負荷高峰時期送入較高，起到了一定的調峰的作用，緩解了受端電網的調峰壓力。同時不難發現，該省網的水電較多，支撐了25%左右的用電量，調峰的壓力也主要由火電和水電兩個發電單元承擔。一方面，在負荷高峰時段(12：00—24：00)，主要由火電機組承擔該時段的向上調峰壓力，考慮到火電機組的發電成本會隨著發電量的增加而迅速增加，因此火電機組承擔的向上調峰壓力越大，系統運行代價相應的增加越多。另一方面，在負荷低谷時段(2：00—10：00)，主要由梯級水電站承擔該時段的向下調峰壓力，導致部分水能無法充分利用，出現棄水的情況，造成了清潔能源的浪費，進一步降低受端電網的經濟性。

圖1 典型日系統發電單元出力情況Fig.1 Typical daily system power generation unit output

總而言之，受端電網調峰資源和手段的不足限制了其清潔能源的消納和經濟性的提升。但是直流作為可以靈活調節的資源，并沒有充分發揮其靈活性，送端電網是否能夠在其可調節范圍內，調整直流的功率，為受端電網提供更合適的直流送入功率；此外，受端電網在得到更優質資源的同時，能否讓利于送端電網，對其直流送出功率的調節進行補償，以兼顧送端與受端整體的經濟性。

2.3 直流聯絡線計劃優化運行情況分析

為了驗證本文所提考慮大規模直流饋入穩定約束的電網優化調度模型與直流聯絡線功率優化模型的有效性，本文在1.2節所述的直流3種運行模式下分別計算，并對計算結果進行對比分析。

2.3.1 直流聯絡線計劃與優化運行曲線分析

直流聯絡線3種運行模式下功率曲線對比如圖2所示。

圖2 直流聯絡線功率優化曲線Fig.2 Optimized curves of HVDC tie-line power

對比圖2與圖1可以看出，在模式1中，直流計劃輸送功率整體上與負荷走勢類似，在一定程度上滿足受端電網的調峰需求；在模式2中，考慮了受端電網的清潔能源消納需求，可以看到，在負荷低谷時段02：00—09：00，直流聯絡線優化功率降至最低輸送功率，為受端電網本地清潔能源消納提供空間，在負荷高峰時段，直流仍然保持原輸送計劃不變；在模式3中，綜合考慮送端電網的可調節能力，直流優化功率在負荷低谷時段同樣降至最低出力，在負荷高峰時段，直流優化功率向上調整，進一步緩解受端電網的調峰壓力。

2.3.2 受端電網等效負荷峰谷差分析

直流聯絡線以計劃和優化運行的等效負荷峰谷差及峰谷差率如表2所示。

表2 受端電網負荷峰谷差率Tab.2 Peak-valley difference rate of load in receiving-end power grid

由表2可知，系統原負荷的峰谷差為9 593 MW，峰谷差率達到了44.87%。直流的饋入在一定程度上可以起到“移峰填谷”的效果。隨著直流運行模式由“模式1”至“模式2”再至“模式3”，系統等效負荷的峰谷差和峰谷差率整體呈現下降趨勢，這表明，受端電網的調峰壓力在不斷降低。進一步說明，越合理的直流輸送功率越可以緩解受端電網的運行壓力。

2.3.3 送、受端系統運行經濟性與清潔能源消納量對比分析

對于綜合考慮送、受端電網清潔能源消納與經濟性的聯絡線功率優化模式，其直流功率可調節上限、調整費用系數、直流優化功率如圖3所示。模式1、模式2與模式3的受端系統運行成本、清潔能源消納電量與直流電量如表3所示。

圖3 考慮調整上限與調整代價的直流功率優化曲線Fig.3 Optimized curves of HVDC power considering adjustment upper limit and adjustment cost

由圖3可以看到，直流優化功率在送端電網提供的可調節上限以內，滿足了送端電網直流可調整的限制。在01：00—10：00時段，送端電網直流可調節上限較高，表明其可調節能力強，相應的直流調整費用系數較低，而此時段受端電網對直流向上調整需求不高，優化后的直流功率大多處在計劃功率之下；在11：00—24：00時段，送端電網直流可調節上限降低，表明其可調節能力減弱，相應的直流調整費用系數較高，而此時受端電網對直流向上調整的需求較高，優化后的直流功率大多處在計劃功率之上，受端電網若希望在該時段向上調整直流的送入功率，則需要花費相對較大的調整代價。

由表3可以看到，對于上述3種直流運行模式，在受端系統運行總成本方面，模式1的運行總成本最高，且在受端電網清潔能源消納量方面，其消納量也最低，結果表明這種根據送端電網電力盈余安排的直流聯絡線計劃功率，在一定程度上增大了受端電網的運行成本，阻礙了清潔能源的消納。

表3 受端系統運行成本、清潔能源消納電量、直流調整成本與電量Tab.3 Operation cost of receiving-end power grid, accommodated power of clean energy, adjustment cost and power of HVDC

當考慮受端電網清潔能源消納需求后，對直流聯絡線功率進行優化(模式2)，我們發現，受端電網的運行成本由1.446 3×107美元降低至1.396 2×107美元，同時，受端電網的清潔能源消納量也有所提升，可見，該模式相對友好于受端電網。然而，仍需注意的是，該模式下的直流送入總電量由模式1的4.38×104MWh降低至3.70×104MWh，顯然，直流總電量的降低，會直接影響送端電網的經濟效益。

可見模式1相對友好于送端電網，模式2相對友好于受端電網，難以兼顧送、受端電網的經濟性。因而，本文提出了模式3的直流運行模式，既考慮了受端電網的清潔能源消納需求，同時又考慮了送端電網直流調整能力與代價，旨在模式1與模式2的基礎上尋求送、受端電網的雙贏。

由模式3的運行結果，可以看到，受端電網系統的運行總成本進一步降低，相對于模式1，總成本降低了6.91×105美元，其中，總成本包括了支付給送端電網的8.386×104美元的直流調整成本，受端電網在運行成本降低的同時，送端電網同樣可以得到經濟性的補償。在清潔能源消納方面，直流優化后(模式3)，受端電網的清潔能源消納量進一步提升。值得一提的是，在直流送入總電量方面，相對于模式1，模式3的直流總電量也得到了進一步提升，送端電網可以獲得更多的直流電費。總的來說，本文所提的直流優化模式3，降低了受端電網的運行成本，促進了受端電網清潔能源消納，補償了送端電網的直流調整代價，提升了直流送入總電量，兼顧了送、受端電網的經濟性。

2.3.4 直流聯絡線功率與受端電網開機數量(穩定約束)分析

為了保證受端電網的安全穩定運行，在直流輸送功率處于不同區間內時，要求受端電網開啟足夠的火電機組并預留足夠的旋轉備用容量。直流聯絡線在上述3種模式下的運行功率與受端電網開機數量分別如圖4—6所示。

圖4 模式1直流功率與受端電網開機數量Fig.4 HVDC power in mode 1 and the number of startup units in the receiving-end power grid

圖5 模式2直流功率與受端電網開機數量Fig.5 HVDC power in mode 2 and the number of startup units in the receiving-end power grid

圖6 模式3直流功率與受端電網開機Fig.6 HVDC power in mode 3 and the number of startup units in the receiving-end power grid

綜合圖1與圖4可以看到，當直流聯絡線以“模式1”計劃運行時，在負荷低谷的02：00—09：00時段，火電機組以最小開機34臺運行，然而，在負荷高峰的部分時段(13：00—14：00、21：00—24：00)，實際開啟的火電機組數量比最小開機數量多了1臺。

綜合圖1與圖5可以看到，當直流聯絡線以“模式2”計劃運行時，考慮到受端電網清潔能源的消納需求，在負荷低谷的02：00—09：00時段，直流輸送功率低于“模式1”下的輸送功率，直流功率的降低，受端電網穩定約束降級，使得受端電網可以少開1臺火電機組，進一步為受端電網清潔能源消納提供空間；在負荷高峰的部分時段(21：00—24：00)，該模式下火電機組的實際開機數量同樣比最小開機數量多了1臺。

值得明確的是，受端電網火電機組最小開機數量是由直流送入功率決定的，實際開機數量是由受端電網運行情況決定的。通過對比分析圖4和圖5可知，在負荷低谷時段可以通過降低直流的輸送功率，使得受端電網穩定約束降級，進而減少火電機組的開機數量，為受端電網清潔能源就地消納提供空間；同樣，在負荷高峰時段火電機組實際開機數量比最小開機數量多1臺，受端電網穩定約束可以升級，即直流送入功率的上限提升，這意味著，可以通過提升直流送入功率，緩解受端電網部分調峰壓力，同時也可以提升送端電網的直流送入電量。通過以上分析，可以明確直流輸送功率具有一定的優化空間。

綜合圖1與圖6可知，當直流聯絡線以“模式3”運行時，火電機組的實際開機數量與安全穩定約束要求的最小開機數量一致，沒有額外的火電機組開機需求。在負荷低谷時段，火電機組的實際開機數量與直流聯絡線的輸送功率均處于較低水平，為受端電網本地清潔能源消納提供空間；在負荷高峰時段，開機數量與輸送功率處于較高水平；從整體上看，火電機組的實際開機數量與直流聯絡線輸送功率的變化趨勢一致，共同承擔了系統的調峰任務。結果表明，“模式3”的直流功率兼顧了運行的經濟性與受端電網的安全穩定性。

3 結語

本文針對直流受端電網安全穩定與清潔能源消納的工程實際問題，建立了考慮大規模直流饋入穩定約束的電網優化調度模型。該模型綜合考慮了送端電網直流可調整能力與調整代價、受端電網直流饋入的穩定約束、清潔能源消納需求，充分發揮直流的靈活可調整性，挖掘直流與受端電網各發電單元之間的協調優化潛力，得到合理的直流優化功率以及受端電網的優化運行計劃。基于實際省級電網運行數據，驗證該模型降低了受端電網的調峰壓力，促進了受端電網清潔能源的消納，降低了受端電網運行成本的同時補償了送端電網的直流調整成本，提升了直流輸送電量，實現了送端、受端電網的雙贏，兼顧了送端、受端電網整體的經濟性。