計及直流互聯與電-氣-熱耦合的輸配協同優化調度

華 文，董煒，闕凌燕，申屠磊璇，陳哲，郭創新

（1.國網浙江省電力有限公司電力科學研究院，杭州 310014；2.國網浙江省電力有限公司，杭州 310007；3.浙江大學 電氣工程學院，杭州 310027）

0 引言

隨著能源危機、環境惡化等一系列問題的出現，大力發展可再生能源、促進能源體系轉型已成為全球共識。習總書記在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上提出：中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。在構建以新能源為主體的新型電力系統過程中，由于新能源固有的隨機性和波動性，系統面臨的不確定性逐漸增強，應加強源-網-荷-儲銜接，提高電力系統互補互濟，促進清潔能源消納。

我國負荷和資源逆向分布的特點十分突出，西北地區風光等新能源資源豐富，但負荷中心集中在東部沿海地區。跨區電網互聯是實現資源在全國范圍內優化配置和提高利用效率的重要手段。以浙江省電網為例，為支撐國家“雙碳”戰略目標，促進能源低碳轉型，清潔外來電源入浙比例持續升高。截止到2020 年，浙江省最高用電負荷為9 268 萬kW，特高壓直流換流容量和交流變電容量分別達到1 600 萬kW 和1 800 萬kW［1］，以最高負荷計算，外來受電比例達到36.7%。高受電比例導致省內機組開機受限，電網運行靈活性下降。為充分挖掘直流聯絡線在提升電網運行靈活性方面的作用，相關學者已經進行了大量研究。文獻［2］指出目前省間直流聯絡線計劃往往基于運行經驗人工編制，未能充分發揮直流聯絡線的調節靈活性；并提出了含風電場的網省協調有功調度方法，對直流聯絡線的傳輸功率進行優化，但未能考慮直流輸電系統在運行過程中需要滿足的約束條件。文獻［3］建立了較為詳細的直流聯絡線計劃調整約束模型，并通過直流聯絡線功率的調整來促進新能源消納。文獻［4］進一步考慮了直流聯絡線的階梯化運行特性，使得模型更加貼合工程實際。文獻［5］提出了基于ADMM（交替方向乘子法）的多區域互聯系統分散協同調度方法。

為充分提升高比例新能源接入背景下電網運行的靈活性，源-網-荷-儲一體化建設成為新型電力系統發展趨勢。《浙江省電網發展“十四五”規劃（征求意見稿）》中指出，要推進配電網由單一的電能分配網絡向匯聚全類型源-荷-儲資源的綜合性平臺升級［1］。傳統配電網逐步向ADN（主動配電網）轉型，輸、配電網之間的耦合也越發密切，其協同優化運行成為諸多學者研究的熱點。文獻［6］提出了輸配一體化的綜合能源系統風險評估方法。文獻［7］建立了考慮輸配協同的魯棒備用優化模型。文獻［8］提出了考慮新能源不確定性的輸配協同優化模型。文獻［9-10］考慮天然氣網絡和電力系統的耦合，提出了輸-配-天然氣系統的協同優化調度模型。文獻［11］在輸配協同優化模型中考慮了ADN 中電-熱系統的耦合。文獻［12］將輸配協同應用于負荷恢復。文獻［13-14］在ADN 中考慮了電-氣-熱多類能源的深度耦合，提升了系統運行的靈活性。

對于浙江省電網而言，其輸電網對外承接高壓聯絡線受電，對內連接匯集了分布式新能源和可調負荷等靈活性資源的ADN，形成了區域聯絡線-輸電網-配電網一體化運行的架構。如何充分發揮聯絡線和ADN的協同效應，對于提升整體電網的靈活性、促進電力系統能源轉型具有重要意義。

本文同時考慮送、受端電網之間的直流聯絡線功率交換與受端電網輸、配電網之間的功率交換，建立一種計及直流互聯與電-氣-熱耦合的輸配協同調度優化模型。在ADN中，通過燃氣輪機和CHP（熱電聯供）機組等多能耦合設備，實現電-氣-熱多能流統一建模。采用本文所提方法，可實現不同區域之間的互補互濟，以及區域內部多能流之間的互補支撐。

1 直流聯絡線模型

參考文獻［4］建立直流聯絡線模型，包含直流聯絡線的傳輸功率上下限約束、傳輸功率調整速率約束、相鄰時段傳輸功率不可反向調整約束、傳輸電量約束、傳輸功率調整次數約束、傳輸功率調整后最小穩定運行時間約束。

式中：t為調度時段索引；為直流聯絡線傳輸功率，和分別為其上限和下限；和分別為聯絡線功率上調和下調的速率限值；和分別為聯絡線功率上調和下調動作指示符，為0-1變量，取1表示功率調整；T為調度時段集合；E為全部調度時段內聯絡線輸送的總電量；Emax和Emin分別為跨區聯絡線交易中約定的輸送電量上限和下限；xmax為全部調度時段內聯絡線功率最大調整次數，本文取8；xt為聯絡線功率調整（包括上調和下調）動作指示符；和分別為功率開始調整和結束調整的指示符；H為聯絡線功率調整結束后至少需要穩定運行（功率不可調整）的時段數。

2 計及電-氣-熱耦合的輸配協同優化調度模型

計及高壓直流輸電線功率調整和輸配協同的調度運行框架如圖1所示。送端電網僅考慮主網架模型，不考慮配電網；受端電網同時考慮主網和配電網。

圖1 計及直流聯絡線功率和輸配協同的調度運行框架

2.1 目標函數

本文以直流跨區互聯電網總運行成本最小為目標，包括送端和受端輸電網運行成本和受端ADN運行成本，即：

式中：Ctran為輸電網運行成本；Cdist，p、Cdist，gas、Cdist，h分別為ADN 中電網、氣網、熱網的運行成本；上標中的“tran”表示輸電網變量，“dist”表示配電網變量，下同。

2.1.1 輸電網運行成本

2.1.2 ADN運行成本

1）電網運行成本為：

式中：和Cns分別為配電網節點的棄負荷功率和對應的懲罰系數；Ddist為配電網負荷節點集合；其余符號除上標替換外，含義與輸電網相同。配電網中機組容量較小，因此忽略了機組啟停約束及相關成本。

2）氣網運行成本為：

3）熱網運行成本為：

式中：M為ADN 中熱負荷集合；和Cns，h分別為熱負荷失負荷量和對應的懲罰系數。

2.2 約束條件

2.2.1 輸電網約束條件

輸電網約束條件包括機組出力分段線性化約束、機組啟停約束、機組備用容量約束、節點功率平衡約束、線路潮流上限約束及直流潮流方程約束、節點電壓相角約束及參考節點約束、風電并網功率約束。

2.2.2 ADN約束條件

1）電網約束。配電網約束條件包括節點功率平衡、線路網損約束、線路潮流約束、潮流上下限約束和節點電壓上下限約束。由于輸電網采用的是直流潮流，本文假定變電站的無功功率足以滿足配電網的運行需求，略去無功功率相關約束。配電網的燃料成本分段線性化約束、機組出力約束、備用容量約束形式和輸電網相同，此處不再贅述。

2）氣網約束。ADN的氣網約束包括氣潮流方程約束、節點氣壓約束、氣潮流上下限約束、節點氣潮流平衡約束、氣源出力約束。

3）熱網約束。本文熱源為CHP 機組，其熱出力如式（30）所示；熱源溫度上下限如式（31）所示；CHP 機組輸出的熱功率和電功率關系如式（32）所示；熱負荷功率和換熱站溫度上下限約束如式（33）和（34）所示；節點混合溫度約束如式（35）所示，表示流入節點n的熱水混合后以同一溫度流出，作為流出節點n的管道的入口溫度。

2.3 模型求解

配電網電潮流方程式（20）和式（21）、天然氣管道方程式（24）和式（25）均為非凸約束，導致模型難以直接求解。對于配電網潮流方程，可以通過二階錐松弛等方式進行凸化處理，但仍需耗費大量求解資源。本文采用線性化交流潮流模型［15］，假定配電網中的無功功率和節點電壓都在基準運行點附近，而基準運行點可通過預調度階段的潮流計算獲得。約束式（20）和式（21）通過在基準運行點進行一階泰勒展開近似，即：

參考文獻［16］對天然氣管道潮流方程進行增量線性化處理后，模型轉化為混合整數線性規劃模型，可以利用成熟的商業求解器直接求解。

3 算例分析

在MATLAB R2020b 平臺搭建模型，通過yalmip工具包編程并調用gurobi求解器進行求解。

送端電網的負荷由火電機組和風電機組出力供給，富余電量通過聯絡線饋入受端電網。受端電網的負荷由本地的火電機組和聯絡線功率供給。風電和負荷功率曲線如圖2、圖3所示。送、受端電網均采用IEEE 39 節點輸電網系統，如圖4 所示，受端電網3、11、27 節點各接有1 個ADN。每個ADN由電（6節點）-氣（6節點）-熱（8節點）綜合能源系統構成，ADN和輸電網的連接節點均為節點1，如圖5 所示。ADN 中：電力網包含1 臺6 MW的柴油機組和1臺2 MW的風電機組；天然氣網包含2個氣源、2個加壓站、2個氣負荷和7條天然氣管道；熱網包含4 個換熱站和6 條熱水管道。通過CHP機組和燃氣輪機實現3種能源間的轉換。設置失負荷成本系數為100美元/MWh。

圖2 送端電網風電功率曲線

圖3 送端和受端電網負荷曲線

圖4 IEEE 39節點系統接線

圖5 ADN結構

為驗證本文所提模型的有效性，設置以下2個場景進行對比，調度結果如表1所示。

表1 不同場景運行成本對比

場景1：聯絡線功率可靈活調整，考慮輸配協同以及電-氣-熱協同，即本文所提模型。

場景2：固定聯絡線功率，僅考慮輸配協同以及電-氣-熱協同。

可以看出場景1 相比場景2，輸電網運行成本、配電網運行成本、總成本和送端棄風率均明顯下降。這是因為聯絡線功率可以更好地適配送、受端的源-荷出力特性，在送端新能源富余以及受端負荷高峰時期增加交換功率，促進了送端新能源的外送，有利于風電消納。同時，可以減少受端火電機組開機和出力，從而降低受端的啟停成本和發電成本，提高電網整體運行的經濟性。

圖6給出了兩個場景下受端電網機組開機情況的對比，可以看出總開機數目跟隨負荷功率變化。場景1協同優化的效果顯著，機組啟動數量明顯下降，尤其表現在18—24 時段。這表明協同優化不僅緩解了輸電網燃煤機組的壓力，而且避免了機組頻繁啟停，在提高系統經濟性的同時減少化石燃料的消耗，降低碳排放，可獲得良好的環境效益，符合“雙碳”戰略目標的需要。

圖6 不同場景受端電網開機臺數對比

圖7 給出了2 個場景下聯絡線傳輸功率的對比。為保證聯絡線輸送功率總量保持不變，并且在受端負荷高峰期提供足夠的功率支撐，1—9 時段聯絡線功率下降，10—17時段聯絡線功率上升，既支援了受端電網早高峰的用電負荷，又增加了送端電網的新能源消納比例，并且可以有效減少受端電網開機容量和化石燃料的消耗。

圖7 不同場景聯絡線功率對比

進一步在15%～50%以5%的步長設置不同的風電滲透率，對比場景1 和2 的風電消納水平，如圖8所示。場景1從20%風電滲透率開始，風電消納能力逐漸下降，而場景2 在滲透率為25%時才開始有明顯下降的趨勢。當滲透率達到50%時，場景1 對應的風電消納率為65.72%，而場景2 為84.83%，比場景1提升18.79%。由此可見，本文所提協同方案有利于提升風電消納能力。

圖8 不同風電滲透率下各場景的風電消納水平

4 結語

本文建立了一種計及直流互聯與電-氣-熱耦合的輸配協同調度優化模型，同時考慮送端和受端電網之間的直流聯絡線功率交換、受端電網輸電網和配電網之間的功率交換，并且考慮了配電網中電-氣-熱多能流耦合。經過算例分析得出以下結論：

1）通過區域間聯絡線功率的靈活調整，可以更好地匹配送、受端電網的源-荷特性，促進送端電網新能源消納，提升受端電網運行經濟性。

2）同時考慮不同區域之間功率的互補互濟，輸、配電網之間的功率靈活交換，配電網內部多能流之間的互補支撐，可以有效提升電網整體的經濟效益。