摘 要：本文針對跨區(qū)電能交易提出一種基于直流計劃調整虛擬成本的優(yōu)化方法，旨在改進跨區(qū)直流計劃和日前發(fā)電計劃，并以中國東北某省級電網為例進行算例分析。研究結果表明，該方法能夠有效實現電力系統(tǒng)的經濟運行和供需平衡，降低風險和成本，有助于維持整個電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和可靠性。

關鍵詞：跨區(qū)電能交易；直流計劃調整；優(yōu)化方法

中圖分類號：TM 73" " " " " " 文獻標志碼：A

隨著我國能源轉型加速，新能源發(fā)展迎來了歷史性機遇。新能源具有清潔、低碳和可再生等優(yōu)點，是實現“雙碳”目標的重要支撐[1]。作為一種清潔能源，利用新能源發(fā)電逐漸成為我國能源體系的重要組成部分，然而新能源卻具有分布不均、波動性強以及不確定性大等特點，導致新能源供需不平衡，因此需要通過跨區(qū)電能交易，將新能源從富集地區(qū)輸送到需求地區(qū)，實現新能源利用的最大化[2]?？鐓^(qū)電能交易是指在不同電網間進行的電力市場交易，可以提高電力系統(tǒng)的經濟性、安全性和靈活性，促進新能源的消納和發(fā)展[3]。然而，跨區(qū)電能交易也存在電力輸送的不確定性、電網運行的復雜性以及市場機制的不完善性等風險，需要進行深入研究[4]。

因此，針對新能源發(fā)電高壓配電網的風險問題，進行科學、合理且有效的風險評估是保障電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定運行的重要手段。本文以中國東北某省級電網為例，針對跨區(qū)直流輸電計劃進行優(yōu)化調整，建立了一種基于直流計劃調整虛擬成本的優(yōu)化方法，可以解決直流輸電計劃的優(yōu)化調整問題。

1 直流聯(lián)絡優(yōu)化模型建立

跨區(qū)電能交易的實施需要考慮不同地區(qū)的電網特性、電力市場規(guī)則和輸電線路容量等因素，給電力系統(tǒng)的運行帶來了風險和挑戰(zhàn)。為了優(yōu)化跨區(qū)電能交易效果，需要對跨區(qū)直流計劃進行調整，其變化如公式（1）所示。

p（d，t）=p0（d，t）+?p+（d，t）-?p-（d，t） （1）

式中：p（d，t）為t時段的預定輸送功率；p0（d，t）為優(yōu)化調整后t時段的預定輸送功率；?p+（d，t）和?p-（d，t）分別為t時段增加或者減少的輸送功率。

引入直流計劃調整虛擬成本因子λ和虛擬調整成本函數?C（d，t），精準、高效地對直流計劃進行調整（如圖1所示）。

根據圖1計算直流計劃虛擬調整成本函數，分別如公式（2）、公式（3）所示。

（2）

（3）

式中：λ（d，s）為虛擬調整因子；?CD（d，t）為虛擬調整成本函數；p（d，s，t）為線路在t時段s段范圍內的預定輸送功率；?p+（d，t）和?p-（d，t）分別為t時段增加或減少的輸送功率。

假設對某個時間范圍內直流電輸出電力的調整量為Y，如公式（4）所示。

1≥Y（d，t）=Y +（d，t）+Y -（d，t） （4）

式中：Y +（d，t）為輸出電力優(yōu)化正增量；Y -（d，t）為輸出電力優(yōu)化負增量。

根據同一時間段內的直流計劃不允許進行反方向調整，則有公式（5）。

（5）

MAHER M J[5]指出輸出電力優(yōu)化正增量和輸出電力優(yōu)化負增量可在單位時間內電能轉換成熱量的速率的變化大小的基礎上添加0、1二元變量T（d，t）來限制進行表述，如公式（6）、公式（7）所示。

D（d，t）-D（d，t-1）≤A1T1（d，t） （6）

D（d，t-1）-D（d，t）≤A1T2（d，t） （7）

式中：A1、A2為使等式滿足條件的固定數值；T（d，t）為二元變量函數；D（d，t）為直流功率。

連接2個不同時間段的直流線路，其計劃變化頻率的限制應該是與直流線路自身的運行方式限制相匹配的，如公式（8）、公式（9）所示。

P（d，t）-P（d，t-1）≤BU+（d，t）C（t） （8）

P（d，t-1）-P（d，t）≤BU-（d，t）C（t） （9）

式中：BU為直流計劃最大或最小變化速率；C（t）為研究段時長。

為了保證直流計劃優(yōu)化平穩(wěn)進行，在最小間隔時間內，直流計劃不進行進一步優(yōu)化，如公式（10）所示。

（10）

式中：NT為最小間隔時間內的研究時段數量；E（d，t）為最小間隔時段內優(yōu)化函數。

同樣根據MAHER M J研究，BU可用0、1布爾變量E（d，t）來表述在這個時間段內是否進行優(yōu)化，可得公式（11）～公式（13）。

Y（d，t+1）-M（d，t）≤E+（d，t） （11）

Y（d，t）-M（d，t）≤E-（d，t） （12）

Y（d，t）-Y（d，t+1）≤1M（d，t） （13）

式中：M（d，t）為引入的變量函數。

為保證不同地區(qū)電力市場交易正常履行，優(yōu)化期間內直流電的總輸出量必須符合市場交易合同規(guī)定的范圍，則有公式（14）。

（14）

式中：Q（d）為直流計劃優(yōu)化期間最大或最小交易電量；C（t）為研究段時長。

在考慮了直流輸電過程中的損失（包括變壓器和線路損失）后，需要在接收端電網安全承受的上限和下限范圍內對直流輸送功率進行計算，如公式（15）所示。

pe-（d，t））≤D（d，t））（1-I（t））≤pe+（d，t）） （15）

式中：pe（d，t）為接受端電網能夠接受的最大或者最小電力；I（t）為t時段內變壓器和線路損失的損失函數。

由于2個跨區(qū)端口的電網相互依存，它們之間的電力傳輸需要遵循各自電網的運行規(guī)范和安全要求。同時考慮這些限制條件可以保證調整后的直流計劃既滿足供電端的要求，又不會對接收端的電網造成過載或不穩(wěn)定的影響。

本文在上述限制的基礎上，根據跨區(qū)電網的電力傳輸的特點，設計了2種不同的優(yōu)化方法，用于改進編制供電端電網的跨區(qū)直流計劃和日前發(fā)電計劃，如圖2所示。

根據圖2所示，本文提出的雙階段優(yōu)化方法基于新能源功能預測、安全約束、電力符合以及機組約束、直流計劃調整約束等其他約束，對日前發(fā)電計劃進行改進，同時考慮了多種影響因素，并分析了受電端口在安全條件下對直流電的最小接受能力曲線。如果受端電網直流電最低接納能力為所有時段直流電輸入的最小電量minF，如公式（16）所示。

（16）

同理最大電量maxF如公式（17）所示。

（17）

受端電網輸入和輸出電量達到穩(wěn)定時，如公式（18）所示。

（18）

式中：L（t）為輸入端電網在t時刻接收的凈功率。

根據SCUC算法可得可再生能源產能源極限產值，如公式（19）所示。

（19）

式中：C為發(fā)電機在運轉期間消耗的能源；Cst為發(fā)電機運行或者停止所需要的成本；ΔCW為風力或太陽能等資源的變化造成電力過剩時的遺棄成本；W為可再生能源發(fā)電機的總數。

直流計劃優(yōu)化虛擬費用和發(fā)電費用間的關系如公式（20）所示。

C（i，t）lt;?CD（d，t）lt;?CW（w，t） （20）

2 算例分析

本文以中國東北某省級電網為例進行分析，綜合考慮受端電網安全等約束條件后的受端電網的直流安全接納范圍如圖3所示。根據圖3可知，受端電網全天可吸納的直流輸送功率高達4000MW，足以滿足大部分電力需求，但白天高峰時段的電力需求旺盛，需要至少3000MW的直流注入才能滿足負荷需求。凌晨時段，系統(tǒng)具備充分的調節(jié)余地，直流注入功率的變化不會嚴重影響系統(tǒng)平衡，系統(tǒng)有足夠的空間進行調節(jié)，以保持電網穩(wěn)定運行。由于不考慮調峰，因此導致電網早晚備用不足，需要限制風電出力。如果電網的備用容量不足，將無法滿足電力需求，可能會導致電力供應中斷。因此，為了保證電網的穩(wěn)定運行，需要考慮調峰問題，增加電網的備用容量，以便在高峰期間滿足負荷需求。說明需要在電網設計和運行中充分考慮電力需求的變化和如何有效調節(jié)電力供應，以滿足這些需求。同時，應加強對風電出力的限制，避免電網早晚備用不足情況的發(fā)生。風電是一種可再生能源，具有環(huán)保、清潔等優(yōu)點，但其出力受風速等自然條件的影響，存在一定的不穩(wěn)定性，需要對風電出力進行有效控制，以保證電網的穩(wěn)定運行。綜上所述，電網的穩(wěn)定運行需要充分考慮和平衡各種因素，包括電力需求的變化、電源的穩(wěn)定性以及備用容量的充足程度等。

本文采用日前發(fā)電計劃協(xié)調優(yōu)化方法對送端電網進行優(yōu)化，優(yōu)化前、后的直流送出計劃如圖4所示。

根據圖4可知，通過本文的優(yōu)化調整，送端電網日前計劃接受可再生能源發(fā)電量從302600MW·h增至308100MW·h。優(yōu)化后，系統(tǒng)調節(jié)能力提高，有利于更好地消納新能源，表明優(yōu)化方案可有效增強電網的靈活性和適應能力，并有效整合和利用可再生能源。同時，為了進一步提高電網的靈活性和適應能力，可以考慮增加電網的備用容量，以便在高峰期間滿足負荷需求。

3 結論

為了滿足跨區(qū)域電力系統(tǒng)的經濟運行和供需平衡，降低風險和成本，本文以中國東北某省級電網為例進行分析，針對跨區(qū)直流輸電計劃進行優(yōu)化調整，得到以下4個結論。1）本文建立了跨區(qū)電能交易模型，并評估了跨區(qū)電能交易對電力系統(tǒng)的經濟效益。結果表明，跨區(qū)電能交易可以有效平衡區(qū)域間的電力供需差異，提高新能源的消納水平，降低電力系統(tǒng)的運行成本，增加電力系統(tǒng)的運行安全性和靈活性。2）本文考慮了直流計劃調整對電力系統(tǒng)運行的影響，將直流計劃調整虛擬成本作為直流計劃優(yōu)化的目標函數，建立直流計劃調整優(yōu)化模型，求解了最優(yōu)直流計劃調整量，并通過案例驗證了所提方法的有效性和優(yōu)越性。3）本文考慮了直流計劃優(yōu)化的多種限制條件，包括直流換流器的運行特性、直流計劃的變化頻率和幅度、直流計劃的交易約束、直流輸送功率的容量限制以及受端電網的接納能力等，保證了直流計劃優(yōu)化的可行性和安全性。4）本文設計了2種不同的優(yōu)化方法，分別為階段1和階段2，用于改進編制供電端電網的跨區(qū)直流計劃和日前發(fā)電計劃，實現了節(jié)能發(fā)電和新能源消納的目標。

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