CN103715721B - 交直流混合电网联合实时调峰方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种交直流混合电网联合实时调峰方法，属于电力系统运行与控制技术领域。本发明提出解除非安全稳定约束的联络线计划和直流系统输电计划的约束，将交直流混合电网作为一个整体，建立综合考虑新能源电站综合评价指标及其功率限制量、可中断负荷限制量、AGC机组经济性和环保性，以及网损的目标函数，以AGC机组有功调节速率、直流系统功率、电网稳态频率、有功备用和安全稳定输电通道的在线输电能力为约束，计及母线负荷预测、新能源电站功率预测和非AGC机组发电计划，进行新能源电站功率、AGC机组有功、直流系统功率和可中断负荷控制的优化计算。本发明可充分利用交直流混合电网的综合输电能力，提高新能源发电的接纳水平。

Description

交直流混合电网联合实时调峰方法

技术领域

本发明属于电力系统运行与控制技术领域，更准确地说，本发明涉及一种适用于考虑安全可靠经济运行约束要求的交直流混合电网联合实时调峰控制方法。

背景技术

风电、光伏等新能源电站的发电特性具有波动性、随机性和间歇性特点，随着风电、光伏等新能源并网规模的逐渐增大，已有的电网调峰方法无法满足充分利用交直流混合大电网的调控资源以提高新能源并网服务能力的要求。主要表现在：按设定的联络线计划和直流系统输电计划进行分级分区控制，安全稳定输电通道的功率约束采用的是离线计算得到的极限功率，没有将交直流混合电网作为一个整体，统筹安排全网自动发电控制（AGC）机组、直流系统功率、新能源并网功率和可中断负荷，充分利用交直流混合电网在线综合输电能力。

基于此，本发明提出基于解除非安全稳定约束的联络线计划和直流系统输电计划的约束，以安全稳定通道的在线输电能力为安全稳定约束，将交直流混合电网作为一个整体来吸纳新能源电站电力的理念，建立了综合考虑新能源电站综合评价指标及其并网有功功率限制量、可中断负荷限制量、AGC机组经济性和环保性综合评价因子及其有功调整量，以及网损的目标函数，将AGC机组有功调节速率和直流系统功率满足其自身运行要求，各个同步电网的稳态频率和有功备用满足安全运行要求，以及安全稳定输电通道的有功功率不大于其在线极限功率和交流输电设备的过载安全作为约束条件，并计及超短期母线负荷预测、超短期新能源电站并网有功功率预测和其它非AGC机组发电实时计划，进行新能源电站并网功率、AGC机组有功和直流系统功率控制的优化计算，可充分利用交直流混合大电网的综合输电能力，提高新能源并网功率的接纳水平。

发明内容

本发明的目的是：解除非安全稳定约束的联络线计划和直流系统输电计划的约束，以安全稳定通道的在线输电能力为安全稳定约束，将交直流混合电网作为一个整体来吸纳新能源电站电力，充分利用交直流混合电网的在线综合输电能力，提高新能源发电的接纳水平。

具体地说，本发明是采用以下的技术方案来实现的，包括下列步骤：

1）若当前时刻是电网联合调峰的考核时刻，则进入步骤2），否则，不进行电网联合调峰计算，结束本方法；

2）确定电网联合调峰计算的基准时刻，进入步骤3）；

3）根据当前时刻直流输电系统在电压不变的条件下的功率与可持续运行时间的曲线，得到直流输电系统与设定的持续运行时间要求相对应的正向输电方式下的过载安全极限功率和反向输电方式下的过载安全极限功率，根据当前时刻交流输电设备在电压和功率因数不变的条件下的有功功率与可持续运行时间的曲线，得到交流输电设备与设定的持续运行时间要求相对应的过载安全有功功率极限值，进入步骤4）；

4）针对处于电网联合调峰计算基准时刻的电网，建立综合考虑新能源电站综合评价指标及其并网有功功率限制量、可中断负荷限制量、除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组的经济性和环保性综合评价因子及其相对于电网当前时刻的有功功率调整量、网损的目标函数，并将除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组的有功功率调节速率的要求、直流输电系统功率应不大于其过载安全极限功率的要求、交直流混合电网中各个同步电网的稳态频率和有功备用安全运行的要求、各个安全稳定输电通道的有功功率应不大于其在线极限功率估算值的要求、各个交流输电设备的有功功率应不大于其过载安全有功功率极限值的要求，作为搜索电网联合调峰计算基准时刻的新能源电站并网有功功率控制值、除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组有功出力控制值、直流输电系统功率和可中断负荷控制值的约束条件，并计及超短期母线负荷预测、超短期新能源电站并网有功功率预测和除新能源电站之外的其它按发电计划发电的机组的有功出力实时计划，采用线性规划方法进行求解，若能够搜索到最优解，则进入步骤5），否则，结束本方法；

所述安全稳定输电通道的在线极限功率估算值，当最新的在线安全稳定分析结果所对应的电网运行时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间没有设备投退计划时，取值为最新的在线安全稳定分析结果中相应的安全稳定输电通道的在线极限功率与设定的估算系数的乘积，当最新的在线安全稳定分析结果所对应的电网运行时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间有设备投退计划时，取值为基于最新的在线安全稳定分析结果所对应的电网运行状态、按该设备投退计划修改后的电网运行状态下安全稳定输电通道的在线极限功率与设定的估算系数的乘积；

5）针对步骤4）搜索到的每个最优解，分别基于电网当前时刻的运行状态，采用最优解中新能源电站并网有功功率控制值、除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组有功出力控制值、直流输电系统功率控制值和可中断负荷控制值、电网联合调峰计算基准时刻的超短期母线负荷预测值、按发电计划发电的机组有功出力实时计划值和在当前时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间的设备投退计划，来替代电网当前时刻运行状态中相应的量，并在此基础上，进行潮流计算，若潮流收敛，则认为得到与该最优解相对应的电网联合调峰计算基准时刻的运行状态，否则，认为该最优解不可行，得不到与该最优解相对应的电网联合调峰计算基准时刻的运行状态；

若潮流收敛的最优解只有1个，则将其作为安全稳定校核的最优解，进入步骤6）；若潮流收敛的最优解有多个，且根据可中断负荷限制量之和最小原则搜索到的最优解只有1个，则将其作为安全稳定校核的最优解，进入步骤6）；若潮流收敛的最优解有多个，且根据可中断负荷限制量之和最小原则搜索到的最优解有多个，则从中选出1个除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组的有功出力变化量的绝对值之和最小的最优解，作为安全稳定校核的最优解，进入步骤6）；若没有潮流收敛的最优解，则结束本方法；

6）若根据步骤5）中确定的作为安全稳定校核的最优解相对应的电网联合调峰计算基准时刻的运行状态中的某个安全稳定输电通道的有功功率与其在线极限功率估算值的比值小于设定的参数，则从安全稳定校核故障集中剔除与该安全稳定输电通道所关联且与其它安全稳定输电通道不关联的考核故障；

若筛选后的安全稳定考核故障集是空集，则将该最优解作为电网联合调峰的控制策略，结束本方法；否则针对步骤5）中确定的作为安全稳定校核的最优解相对应的电网联合调峰计算基准时刻的运行状态和筛选后的安全稳定考核故障集，进行安全稳定校核；

若该运行状态是安全稳定的，则将该最优解作为电网联合调峰的控制策略，结束本方法；若该运行状态是不安全稳定的，且当前时刻还在电网联合调峰计算基准时刻之前、电网联合调峰计算基准时刻与当前时刻之差大于设定时限，则对于电网联合调峰计算基准时刻的安全稳定输电通道的校核故障失去安全稳定的情况，将相应的安全稳定输电通道的在线极限功率的估算系数用其与小于1的设定值的乘积来替代，返回步骤4）；若该运行状态是不安全稳定的，且当前时刻在电网联合调峰计算基准时刻之前、电网联合调峰计算基准时刻与当前时刻之差不大于设定时限或当前时刻已在电网联合调峰计算基准时刻之后，则结束本方法。

本发明的有益效果如下：本发明提出了基于解除非安全稳定约束的联络线计划和直流系统输电计划的约束，以安全稳定通道的在线输电能力作为安全稳定约束，以新能源电站综合评价指标与并网有功功率限制量的乘积、可中断负荷限制量、AGC机组经济性和环保性综合评价因子与有功调整量乘积，以及与联合调峰控制量相关的网损等加权值之和为目标函数，将交直流混合电网作为一个整体，统一配置有功备用、综合利用所有输电通道的在线输电能力、充分发挥直流系统大范围精确控制潮流的能力，充分发挥了交直流混合电网大范围优化调控发电资源的能力，提高了新能源发电的接纳水平。

附图说明

图1为本发明方法的流程图。

具体实施方式

下面参照附图并结合实例对本发明作进一步详细描述。

图1中步骤1描述的是若当前时刻是电网联合调峰的考核时刻，则进入步骤2），否则，不进行电网联合调峰计算，结束本方法。

图1中步骤2描述的是根据设定参数，将电网联合调峰的当前考核时刻与紧随当前考核时刻之后的考核时刻之间的某个时刻作为电网联合调峰计算的基准时刻，即通过公式（1）来确定电网联合调峰计算的基准时刻：

t_c=t₀+a(t₁-t₀)（1）

其中，t₀为当前时刻，t₁为紧随当前时刻之后的电网联合调峰考核时刻，a为设定的参数，0.5<a<1，t_c为电网联合调峰计算的基准时刻。

图1中步骤3描述的是根据当前时刻直流输电系统在电压不变的条件下的功率与可持续运行时间的曲线，得到直流输电系统与设定的持续运行时间要求相对应的正向输电方式下的过载安全极限功率和反向输电方式下的过载安全极限功率，根据当前时刻交流输电设备在电压和功率因数不变的条件下的有功功率与可持续运行时间的曲线，得到交流输电设备与设定的持续运行时间要求相对应的过载安全有功功率极限值。其中，设定的持续运行时间采用设定的系数与(t_c-t₀)乘积，t₀为当前时刻，t_c为电网联合调峰计算的基准时刻，设定的系数大于1，通常设置为2；

图1中步骤4描述的是针对电网联合调峰计算基准时刻的电网，建立综合考虑新能源电站综合评价指标及其并网有功功率限制量、可中断负荷限制量、除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组的经济性和环保性综合评价因子及其相对于电网当前时刻的有功功率调整量、网损的目标函数，并将除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组的有功功率调节速率应满足要求、直流输电系统功率应不大于其过载安全极限功率、交直流混合电网中各个同步电网的稳态频率和有功备用应满足安全运行要求、各个安全稳定输电通道的有功功率应不大于其在线极限功率估算值、各个交流输电设备的有功功率应不大于其过载安全有功功率极限值作为搜索电网联合调峰计算基准时刻的新能源电站并网有功功率控制值、除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组有功出力控制值、直流输电系统功率和可中断负荷控制值的约束条件，并计及超短期母线负荷预测、超短期新能源电站并网有功功率预测和除新能源电站之外的其它按发电计划发电的机组的有功出力实时计划，采用线性规划方法进行求解，若能够搜索到最优解，则进入步骤5），否则，结束本方法；

所述安全稳定输电通道的在线极限功率估算值，当最新的在线安全稳定分析结果所对应的电网运行时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间没有设备投退计划时，取值为最新的在线安全稳定分析结果中相应的安全稳定输电通道的在线极限功率与设定的估算系数的乘积，当最新的在线安全稳定分析结果所对应的电网运行时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间有设备投退计划时，取值为基于最新的在线安全稳定分析结果所对应的电网运行状态、按该设备投退计划修改后的电网运行状态下安全稳定输电通道的在线极限功率与设定的估算系数的乘积；

在步骤4）中通过采用线性规划方法求解以公式（2）表示的目标函数、由公式（3）-公式（10）组成的约束条件的优化函数，来获得电网联合调峰计算基准时刻的新能源电站并网有功功率、除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组有功功率、直流系统输送功率和可中断负荷控制值：

$F=\min \{\underset{i=1}{\overset{I}{\mathrm{\&Sigma;}}}{\mathrm{\&alpha;}}_i(P_{\mathrm{pre}.\mathrm{new}.i}-P_{c.\mathrm{new}.i})+b\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\&Sigma;}}}\frac{(P_{c.\mathrm{agc}.j}-P_{0.\mathrm{agc}.j})}{{\mathrm{\&beta;}}_j}+x\underset{m=1}{\overset{M}{\mathrm{\&Sigma;}}}(P_{\mathrm{pre}.\mathrm{sld}.m}-P_{c.\mathrm{sld}.m})+$

$c\{\underset{i=1}{\overset{I}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left({\mathrm{\&gamma;}}_{\mathrm{new}.i}{P}_{c.\mathrm{new}.i}\right)+\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left({\mathrm{\&gamma;}}_{\mathrm{agc}.j}{P}_{c.\mathrm{agc}.j}\right)+\underset{m=1}{\overset{M}{\mathrm{\&Sigma;}}}[{\mathrm{\&gamma;}}_{\mathrm{sld}.m}(P_{\mathrm{pre}.\mathrm{sld}.m}-P_{c.\mathrm{sld}.m})]+\underset{l=1}{\overset{L}{\mathrm{\&Sigma;}}}|{\mathrm{\&gamma;}}_{\mathrm{dc}.l}{P}_{\mathrm{dc}.l}\left|\right\}\}---\left(2\right)$

-e_d.j(t_c-t₀)≤P_c.agc.j-P_0.agc.j≤e_u.j(t_c-t₀)j＝1,2,…J（3）

P_min.agc.j≤P_c.agc.j≤P_max.agc.jj＝1,2,…J（4）

P_min.sld.m≤P_c.sld.m≤P_pre.sld.mm＝1,2,…M（5）

-P_max.n..dc.l≤P_dc.l≤P_max.p.dc.ll＝1,2,…L（6）

$f_{{d.j}_1}-f_{{0.j}_1}\&le;$

$\frac{(\underset{i_3=1}{\overset{I_{{3.j}_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{{c.\mathrm{new}.i}_3.j_1}+\underset{j_3=1}{\overset{J_{{3.j}_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}[(1-g_{{\mathrm{agc}.j}_3.j_1})P_{{c.\mathrm{agc}.j}_3.j_1}]+\underset{k_3=1}{\overset{K_{{3.j}_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}[(1-g_{{\mathrm{sch}.k}_3.j_1})P_{{\mathrm{sch}.k}_3.j_1}]+\underset{l_3=1}{\overset{I_{{3.j}_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{{\mathrm{dc}.l}_3.j_1})-(1+g_{j_1})[\underset{i_1=1}{\overset{I_{{1.j}_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{{\mathrm{LD}.i}_1.j_1}-\underset{m_1=1}{\overset{M_{{1.j}_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}(P_{{\mathrm{pre}.\mathrm{sld}.m}_1.j_1}-P_{{c.\mathrm{sld}.m}_1{.j}_1})]}{k_{{f.j}_1}}$

$\&le;f_{u.j_1}-f_{{0.j}_1},j_1=\mathrm{1,2},...J_1---\left(7\right)$

$h_{{d.j}_1}\&le;1+\frac{\underset{i_3=1}{\overset{I_{{3.j}_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}(P_{{\mathrm{pre}.\mathrm{new}.i}_3{.j}_1}-P_{{c.\mathrm{new}.i}_3{.j}_1})+\underset{j_3=1}{\overset{J_{{3.j}_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}(P_{{\max .\mathrm{agc}.j}_3{.j}_1}-P_{{c.\mathrm{agc}.j}_3{.j}_1})+\underset{k_3=1}{\overset{K_{{3.j}_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}(P_{{\max .\mathrm{sch}.k}_3{.j}_1}-P_{{\mathrm{sch}.k}_3{.j}_1})}{\underset{i_1=1}{\overset{I_{{1.j}_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{{\mathrm{LD}.i}_1{.j}_1}-\underset{m_1=1}{\overset{M_{{1.j}_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}(P_{{\mathrm{pre}.\mathrm{sld}.m}_1{.j}_1}-P_{{c.\mathrm{sld}.m}_1{.j}_1})]}$

$\&le;h_{{u.j}_1},j_1=\mathrm{1,2},...J_1---\left(8\right)$

$\underset{i_2=1}{\overset{T_{j_2}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\{\underset{i=1}{\overset{I}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{{\mathrm{new}.i.T.i}_2.j_2}{P}_{c.\mathrm{new}.i}\right)+\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{{\mathrm{agc}.j.T.i}_2{.j}_2}{P}_{c.\mathrm{agc}.j}\right)+\underset{k=1}{\overset{K}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{{\mathrm{sch}.k.T.i}_2{.j}_2}{P}_{\mathrm{sch}.k}\right)$

$-\underset{m=1}{\overset{M}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left[d_{{\mathrm{sld}.m.T.i}_2{.j}_2}(P_{\mathrm{pre}.\mathrm{sld}.m}-P_{c.\mathrm{sld}.m})\right]+\underset{l=1}{\overset{L}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{{\mathrm{dc}.l.T.i}_2{.j}_2}{P}_{\mathrm{dc}.l}\right)\}+\underset{l_1=1}{\overset{L_{{1.j}_2}}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{{\mathrm{dc}.l}_1{.j}_2}---\left(9\right)$

$\&le;{\mathrm{\&lambda;}}_{j_2}{P}_{{\lim .T.j}_2},j_2=\mathrm{1,2},...J_2$

$\underset{i=1}{\overset{I}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{{\mathrm{new}.i.\mathrm{LT}.j}_4}{P}_{c.\mathrm{new}.i}\right)+\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{{\mathrm{agc}.j.\mathrm{LT}.j}_4}{P}_{c.\mathrm{agc}.j}\right)+\underset{k=1}{\overset{K}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{{\mathrm{sch}.k.\mathrm{LT}.j}_4}{P}_{\mathrm{sch}.k}\right)$

$-\underset{m=1}{\overset{M}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left[d_{{\mathrm{sld}.m.\mathrm{LT}.j}_4}(P_{\mathrm{pre}.\mathrm{sld}.m}-P_{c.\mathrm{sld}.m})\right]+\underset{l=1}{\overset{L}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{{\mathrm{dc}.l.\mathrm{LT}.j}_4}{P}_{\mathrm{dc}.l}\right)\&le;P_{{\lim .\mathrm{LT}.j}_4},j_4=\mathrm{1,2},...J_4---\left(10\right)$

其中，I为在电网联合调峰计算基准时刻电网中投入运行的新能源电站的数目，P_pre.new.i和P_c.new.i分别为在电网联合调峰计算基准时刻第i个新能源电站的超短期并网有功功率预测值和并网有功功率控制值，α_i为反映第i个新能源电站的超短期并网有功功率预测精度、调节性能和上网电价等因素的综合评价指标，该值大于0，预测精度和调节性能越好、上网电价越低，其综合评价指标越大，通常最大值设置为1；J为在电网联合调峰计算基准时刻电网中投入运行的除新能源电站之外的不按发电计划发电的机组的数目，P_0.agc.j和P_c.agc.j分别为除新能源电站之外的第j台不按发电计划发电的机组在当前时刻的有功出力和在电网联合调峰计算基准时刻的有功出力控制值，β_j为反映除新能源电站之外的不按发电计划发电的第j台机组经济性、环保性和上网电价等因素的综合评价因子，该值大于0，经济性和环保性越好、上网电价越低，其综合评价因子越大，b为设定的参数，大于0，反映在联合调峰控制中对新能源电站和其它不按发电计划发电的机组的重视程度；M为在电网联合调峰计算基准时刻电网中可中断负荷母线的数目，P_pre.sld.m和P_c.sld.m分别为第m个可中断负荷母线在电网联合调峰计算基准时刻的超短期负荷有功预测值和负荷有功控制值，x为设定的参数，大于0，反映在联合调峰控制中对新能源电站和可中断负荷的重视程度；L为在电网联合调峰计算基准时刻电网中投入运行的直流输电系统的数目，γ_new.i、γ_agc.j、γ_sld.m和γ_dc.l分别为基于当前时刻的电网运行状态、只考虑在当前时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间的设备投退计划后得到的电网预想运行状态，采用直流潮流方程计算得到的第i个新能源电站并网有功功率的网损因子、除新能源电站之外的不按发电计划发电的第j台机组有功出力的网损因子、第m个可中断负荷有功的网损因子和第l个直流输电系统包括其自身损耗在内的网损因子，P_dc.l为在电网联合调峰计算基准时刻第l个直流输电系统的功率控制值，c为设定的参数，大于0，反映在联合调峰控制中对新能源电站和电网网损的重视程度；

t₀为当前时刻，t_c为电网联合调峰计算的基准时刻，e_d.j和e_u.j分别为除新能源电站之外的不按发电计划发电的第j台机组在当前时刻的有功出力降低速率和提升速率；

P_min.agc.j和P_max.agc.j分别为除新能源电站之外的不按发电计划发电的第j台机组在电网联合调峰计算基准时刻的有功出力最小值和最大值，对于抽水蓄能机组或储能电站，其有功出力最小值为抽水运行模式或储能模式下最大吸收有功功率的相反数；

P_min.sld.m为第m个可中断负荷母线在电网联合调峰计算基准时刻的负荷有功控制值的下限；

P_max.p.dc.l和P_max.n..dc.l分别为第l个直流输电系统与设定的持续运行时间要求相对应的正向输电方式下的过载安全极限功率和反向输电方式下的过载安全极限功率；

J₁为在电网联合调峰计算基准时刻电网中同步电网的数目，为第j₁个同步电网在当前时刻的稳态频率，和分别为第j₁个同步电网在电网联合调峰计算基准时刻的稳态频率安全值下限和稳态频率安全值上限，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中新能源电站的数目，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中第i₃个新能源电站的并网有功功率控制值，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的不按发电计划发电的机组的数目，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的第j₃个不按发电计划发电的机组的有功出力控制值，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的第j₃个不按发电计划发电的机组的厂用电占机组有功出力的比例，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的按发电计划发电的机组的数目，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的第k₃个按发电计划发电的机组的有功出力实时计划值，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的第k₃个按发电计划发电的机组的厂用电占机组出力的比例，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网与其它同步电网相联的直流输电系统的数目，为在电网联合调峰计算基准时刻第l₃个与第j₁个同步电网异步相联的直流输电系统的功率控制值，为第j₁个同步电网在当前时刻的网损率，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中负荷母线的数目，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中第i₁个负荷母线的超短期负荷有功预测值，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中可中断负荷母线的数目，和分别为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中第m₁个可中断负荷母线的超短期负荷有功预测值和负荷有功控制值，为在当前时刻第j₁个同步电网的功率频率静态特性系数；

和分别为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网的有功热备用系数的下限值和上限值，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中第i₃个新能源电站的超短期并网有功功率预测值，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的第j₃个不按发电计划发电的机组的有功出力最大值，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的第k₃个按发电计划发电的机组的有功出力最大值；

K为在电网联合调峰计算基准时刻电网中投入运行的除新能源电站之外的按发电计划发电的机组的数目，P_sch.k为在电网联合调峰计算基准时刻除新能源电站之外的第k台按发电计划发电的机组的有功出力实时计划值，J₂为在电网联合调峰计算基准时刻电网中安全稳定输电通道的数目，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₂个安全稳定输电通道的组成设备中交流输电设备的数目，和分别为基于当前时刻的电网运行状态、只考虑在当前时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间的设备投退计划后得到的电网预想运行状态，采用直流潮流方程计算得到的第i个新能源电站并网有功功率对第j₂个安全稳定输电通道中第i₂个交流输电设备有功功率的灵敏度、除新能源电站之外的不按发电计划发电的第j台机组有功出力对第j₂个安全稳定输电通道中第i₂个交流输电设备有功功率的灵敏度、除新能源电站之外的按发电计划发电的第k台机组有功出力对第j₂个安全稳定输电通道中第i₂个交流输电设备有功功率的灵敏度、第m个可中断负荷有功对第j₂个安全稳定输电通道中第i₂个交流输电设备有功功率的灵敏度和第l个直流输电系统功率对第j₂个安全稳定输电通道中第i₂个交流输电设备有功功率的灵敏度，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₂个安全稳定输电通道的组成设备中直流输电系统的数目，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₂个安全稳定输电通道中第l₁个直流输电系统的功率控制值，若最新的在线安全稳定分析结果所对应的电网运行时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间没有设备投退计划，则为最新的在线安全稳定分析结果中第j₂个安全稳定输电通道的在线极限功率，若最新的在线安全稳定分析结果所对应的电网运行时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间有设备投退计划，则为基于最新的在线安全稳定分析结果所对应的电网运行状态、按该设备投退计划修改后的电网运行状态下第j₂个安全稳定输电通道的在线极限功率，为反映所对应的电网运行状态与电网联合调峰计算基准时刻的运行状态可能不一致而引入的、用于估算电网联合调峰计算基准时刻第j₂个安全稳定输电通道的在线极限功率的估算系数，该系数的初值通常取为1；

J₄为在电网联合调峰计算基准时刻电网中交流设备的数目， 和分别为基于当前时刻的电网运行状态、只考虑在当前时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间的设备投退计划后得到的电网预想运行状态，采用直流潮流方程计算得到的第i个新能源电站并网有功功率对第j₄个交流输电设备有功功率的灵敏度、除新能源电站之外的不按发电计划发电的第j台机组有功出力对第j₄个交流输电设备有功功率的灵敏度、除新能源电站之外的按发电计划发电的第k台机组有功出力对第j₄个交流输电设备有功功率的灵敏度、第m个可中断负荷有功对第j₄个交流输电设备有功功率的灵敏度和第l个直流输电系统功率对第j₄个交流输电设备有功功率的灵敏度，为第j₄个交流输电设备的过载安全有功功率极限值。

图1中步骤5描述的是针对步骤4）搜索到的每个最优解，分别基于电网当前时刻的运行状态，采用最优解中新能源电站并网有功功率控制值、除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组有功出力控制值、直流输电系统功率控制值和可中断负荷控制值，以及电网联合调峰计算基准时刻的超短期母线负荷预测值、按发电计划发电的机组有功出力实时计划值和在当前时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间的设备投退计划，来替代电网当前时刻运行状态中相应的量，并在此基础上，进行潮流计算，若潮流收敛，则认为得到与该最优解相对应的电网联合调峰计算基准时刻的运行状态，否则，认为该最优解不可行，得不到与该最优解相对应的电网联合调峰计算基准时刻的运行状态；

若潮流收敛的最优解只有1个，则将其作为安全稳定校核的最优解，进入步骤6）；若潮流收敛的最优解有多个，且根据可中断负荷限制量之和最小原则搜索到的最优解只有1个，则将其作为安全稳定校核的最优解，进入步骤6）；若潮流收敛的最优解有多个，且根据可中断负荷限制量之和最小原则搜索到的最优解有多个，则从中选出1个除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组的有功出力变化量的绝对值之和最小的最优解，作为安全稳定校核的最优解，进入步骤6）；若没有潮流收敛的最优解，则结束本方法；

图1中步骤6描述的是根据步骤5）中确定的作为安全稳定校核的最优解相对应的电网联合调峰计算基准时刻的运行状态中的某个安全稳定输电通道的有功功率与其在线极限功率估算值的比值小于设定的参数，该参数大于0.5、小于1，通常取0.8，则从安全稳定校核故障集中剔除与该安全稳定输电通道所关联且与其它安全稳定输电通道不关联的考核故障，不再对这些故障进行安全稳定校核；

若筛选后的安全稳定考核故障集是空集，则将该最优解作为电网联合调峰的控制策略，结束本方法；否则针对步骤5）中确定的作为安全稳定校核的最优解相对应的电网联合调峰计算基准时刻的运行状态和筛选后的安全稳定考核故障集，进行安全稳定校核；

若该运行状态是安全稳定的，则将该最优解作为电网联合调峰的控制策略，结束本方法；若该运行状态是不安全稳定的，且当前时刻还在电网联合调峰计算基准时刻之前、电网联合调峰计算基准时刻与当前时刻之差大于设定时限，则对于电网联合调峰计算基准时刻的安全稳定输电通道的校核故障失去安全稳定的情况，将相应的安全稳定输电通道的在线极限功率的估算系数用其与大于0.5、小于1的设定值的乘积来替代，该设定值通常取为0.95，以降低步骤4）中用到的该安全稳定输电通道的在线极限功率估算值，返回步骤4）；若该运行状态是不安全稳定的，且当前时刻在电网联合调峰计算基准时刻之前、电网联合调峰计算基准时刻与当前时刻之差不大于设定时限或当前时刻已在电网联合调峰计算基准时刻之后，则结束本方法。

其中，设定时限采用设定的系数与(t_c-t₀)乘积，t₀为当前时刻，t_c为电网联合调峰计算的基准时刻，设定的系数大于0、小于1，通常取0.5。

虽然本发明已以较佳实施例公开如上，但实施例并不是用来限定本发明的。在不脱离本发明之精神和范围内，所做的任何等效变化或润饰，同样属于本发明之保护范围。因此本发明的保护范围应当以本申请的权利要求所界定的内容为标准。

Claims (2)

1.交直流混合电网联合实时调峰方法，其特征在于，包括如下步骤:

1)若当前时刻是电网联合调峰的考核时刻，则进入步骤2)，否则，不进行电网联合调峰计算，结束本方法；

2)确定电网联合调峰计算的基准时刻，进入步骤3)；

3)根据当前时刻直流输电系统在电压不变的条件下的功率与可持续运行时间的曲线，得到直流输电系统与设定的持续运行时间要求相对应的正向输电方式下的过载安全极限功率和反向输电方式下的过载安全极限功率，根据当前时刻交流输电设备在电压和功率因数不变的条件下的有功功率与可持续运行时间的曲线，得到交流输电设备与设定的持续运行时间要求相对应的过载安全有功功率极限值，进入步骤4)；

4)针对处于电网联合调峰计算基准时刻的电网，建立综合考虑新能源电站综合评价指标及其并网有功功率限制量、可中断负荷限制量、除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组的经济性和环保性综合评价因子及其相对于电网当前时刻的有功功率调整量、网损的目标函数，并将除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组的有功功率调节速率的要求、直流输电系统功率应不大于其过载安全极限功率的要求、交直流混合电网中各个同步电网的稳态频率和有功备用安全运行的要求、各个安全稳定输电通道的有功功率应不大于其在线极限功率估算值的要求、各个交流输电设备的有功功率应不大于其过载安全有功功率极限值的要求，作为搜索电网联合调峰计算基准时刻的新能源电站并网有功功率控制值、除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组有功出力控制值、直流输电系统功率和可中断负荷控制值的约束条件，并计及超短期母线负荷预测、超短期新能源电站并网有功功率预测和除新能源电站之外的其它按发电计划发电的机组的有功出力实时计划，采用线性规划方法进行求解，若能够搜索到最优解，则进入步骤5)，否则，结束本方法；

所述安全稳定输电通道的在线极限功率估算值，当最新的在线安全稳定分析结果所对应的电网运行时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间没有设备投退计划时，取值为最新的在线安全稳定分析结果中相应的安全稳定输电通道的在线极限功率与设定的估算系数的乘积，当最新的在线安全稳定分析结果所对应的电网运行时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间有设备投退计划时，取值为基于最新的在线安全稳定分析结果所对应的电网运行状态、按该设备投退计划修改后的电网运行状态下安全稳定输电通道的在线极限功率与设定的估算系数的乘积；

目标函数采用公式(2)来表示：

$\begin{array}{c}F=\min \{\underset{i=1}{\overset{I}{\mathrm{\&Sigma;}}}{\mathrm{\&alpha;}}_i\left(P_{pre.new.i}-P_{c.new.i}\right)+b\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\&Sigma;}}}\frac{\left(P_{c.agc.j}-P_{0.agc.j}\right)}{{\mathrm{\&beta;}}_j}+x\underset{m=1}{\overset{M}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(P_{pre.sld.m}-P_{c.sld.m}\right)+\\ c\left\{\underset{i=1}{\overset{I}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left({\mathrm{\&gamma;}}_{new.i}{P}_{c.new.i}\right)+\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left({\mathrm{\&gamma;}}_{new.i}{P}_{c.new.i}\right)+\underset{m=1}{\overset{M}{\mathrm{\&Sigma;}}}\&lsqb;{\mathrm{\&gamma;}}_{sld.m}\left(P_{pre.sld.m}-P_{c.sld.m}\right)\&rsqb;+\underset{l=1}{\overset{L}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left|{\mathrm{\&gamma;}}_{dc.l}{P}_{dc.l}\right|\right\}\}\end{array}---\left(2\right)$

公式(2)中，I为在电网联合调峰计算基准时刻电网中投入运行的新能源电站的数目，P_pre.new.i和P_c.new.i分别为在电网联合调峰计算基准时刻第i个新能源电站的超短期并网有功功率预测值和并网有功功率控制值，α_i为第i个新能源电站的综合评价指标、用于反映新能源电站的超短期并网有功功率预测精度和调节性能以及上网电价，该值大于0，新能源电站的预测精度和调节性能越好、上网电价越低，该综合评价指标越大；

J为在电网联合调峰计算基准时刻电网中投入运行的除新能源电站之外的不按发电计划发电的机组的数目，P_0.agc.j和P_c.agc.j分别为除新能源电站之外的第j台不按发电计划发电的机组在当前时刻的有功出力和在电网联合调峰计算基准时刻的有功出力控制值，β_j为反映除新能源电站之外的不按发电计划发电的第j台机组的综合评价因子、用于反映除新能源电站之外的不按发电计划发电的机组的经济性、环保性和上网电价，该值大于0，除新能源电站之外的不按发电计划发电的机组的经济性和环保性越好、上网电价越低，该综合评价因子越大；b为设定的参数，大于0，反映在联合调峰控制中对新能源电站和其它不按发电计划发电的机组的重视程度；

M为在电网联合调峰计算基准时刻电网中可中断负荷母线的数目，P_pre.sld.m和P_c.sld.m分别为第m个可中断负荷母线在电网联合调峰计算基准时刻的超短期负荷有功预测值和负荷有功控制值，x为设定的参数，大于0，反映在联合调峰控制中对新能源电站和可中断负荷的重视程度；

L为在电网联合调峰计算基准时刻电网中投入运行的直流输电系统的数目，γ_new.i、γ_agc.j、γ_sld.m和γ_dc.l分别为基于当前时刻的电网运行状态下只考虑在当前时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间的设备投退计划后得到的电网预想运行状态、采用直流潮流方程计算得到的第i个新能源电站并网有功功率的网损因子、除新能源电站之外的不按发电计划发电的第j台机组有功出力的网损因子、第m个可中断负荷有功的网损因子和第l个直流输电系统包括其自身损耗在内的网损因子，P_dc.l为在电网联合调峰计算基准时刻第l个直流输电系统的功率控制值，c为设定的参数，大于0，反映在联合调峰控制中对新能源电站和电网网损的重视程度；

约束条件采用公式(3)-公式(10)构成：

-e_d.j(t_c-t₀)≤P_c.agc.j-P_0.agc.j≤e_u.j(t_c-t₀)j＝1,2,…J(3)

P_min.agc.j≤P_c.agc.j≤P_max.agc.jj＝1,2,…J(4)

P_min.sld.m≤P_c.sld.m≤P_pre.sld.mm＝1,2,…M(5)

-P_max.n..dc.l≤P_dc.l≤P_max.p.dc.ll＝1,2,…L(6)

$\begin{array}{c}{f}_{d.j_1}-f_{0.j_1}\&le;\\ \frac{\left(\underset{i_3=1}{\overset{I_{3.j_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{c.new.i_3.j_1}+\underset{j_3=1}{\overset{J_{3.j_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\&lsqb;\left(1-g_{agc.j_3.j_1}\right)P_{c.agc.j_3.j_1}\&rsqb;+\underset{k_3=1}{\overset{K_{3.j_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\&lsqb;\left(1-g_{sch.k_3.j_1}\right)P_{sch.k_3.j_1}\&rsqb;+\underset{l_3=1}{\overset{L_{3.j_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{dc.l_3.j_1}\right)}{k_{f.j_1}}\\ \frac{\left(1+g_{j_1}\right)\&lsqb;\underset{i_1=1}{\overset{I_{1.j_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{LD.i_1.j_1}-\underset{m_1=1}{\overset{M_{1.j_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(P_{pre.sld.m_1.j_1}-P_{c.sld.m_1.j_1}\right)\&rsqb;}{k_{f.j_1}}\&le;f_{u.j_1}-f_{0.j_1},j_1=1,2,\mathrm{...}{J}_1\end{array}---\left(7\right)$

$\begin{array}{c}{h}_{d.j_1}\&le;1+\frac{\underset{i_3=1}{\overset{I_{3.j_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(P_{pre.new.i_3.j_1}-P_{c.new.i_3.j_1}\right)+\underset{j_3=1}{\overset{J_{3.j_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(P_{\max .agc.j_3.j_1}-P_{c.agc.j_3.j_1}\right)+\underset{k_3=1}{\overset{K_{3.j_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(P_{\max .sch.k_3.j_1}-P_{sch.k_3.j_1}\right)}{\underset{i_1=1}{\overset{I_{1.j_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{LD.i_1.j_1}-\underset{m_1=1}{\overset{M_{1.j_1}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(P_{pre.sld.m_1.j_1}-P_{c.sld.m_1.j_1}\right)\&rsqb;}\\ \&le;h_{u.j_1},j_1=1,2,\mathrm{...}{J}_1\end{array}---\left(8\right)$

$\begin{array}{c}\underset{i_2=1}{\overset{T_{j_2}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\{\underset{i=1}{\overset{I}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{new.i.T.i_2.j_2}{P}_{c.new.i}\right)+\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{agc.j.T.i_2.j_2}{P}_{c.agc.i}\right)+\underset{k=1}{\overset{K}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{sch.k.T.i_2.j_2}{P}_{sch.k}\right)\\ -\underset{m=1}{\overset{M}{\mathrm{\&Sigma;}}}\&lsqb;d_{sld.m.T.i_2.j_2}\left(P_{pre.sld.m}-P_{c.sld.m}\right)\&rsqb;+\underset{l=1}{\overset{L}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{dc.l.T.i_2.j_2}{P}_{dc.l}\right)\}+\underset{l_1=1}{\overset{L_{1,j_2}}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{dc.l_1.j_2}\\ \&le;{\mathrm{\&lambda;}}_{j_2}{P}_{\lim .T.j_2},j_2=1,2,\mathrm{...}{J}_2\end{array}---\left(9\right)$

$\begin{array}{c}\underset{i=1}{\overset{I}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{new.i.LT.j_4}{P}_{c.new.i}\right)+\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{agc.j.LT.j_4}{P}_{c.agc.j}\right)+\underset{k=1}{\overset{K}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{sch.k.LT.j_4}{P}_{sch.k}\right)\\ -\underset{m=1}{\overset{M}{\mathrm{\&Sigma;}}}\&lsqb;d_{sld.m.LT.j_4}\left(P_{pre.sld.m}-P_{c.sld.m}\right)\&rsqb;+\underset{l=1}{\overset{L}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(d_{dc.l.LT.j_4}{P}_{dc.l}\right)\\ \&le;P_{\lim .LT.j_4},j_4=1,2,\mathrm{...}{J}_4\end{array}---\left(10\right)$

公式(3)-公式(10)中，J为在电网联合调峰计算基准时刻电网中投入运行的除新能源电站之外的不按发电计划发电的机组的数目，P_0.agc.j和P_c.agc.j分别为除新能源电站之外的第j台不按发电计划发电的机组在当前时刻的有功出力和在电网联合调峰计算基准时刻的有功出力控制值，t₀为当前时刻，t_c为电网联合调峰计算的基准时刻，e_d.j和e_u.j分别为除新能源电站之外的不按发电计划发电的第j台机组在当前时刻的有功出力降低速率和提升速率；

P_min.agc.j和P_max.agc.j分别为除新能源电站之外的不按发电计划发电的第j台机组在电网联合调峰计算基准时刻的有功出力最小值和最大值；

M为在电网联合调峰计算基准时刻电网中可中断负荷母线的数目，P_pre.sld.m和P_c.sld.m分别为第m个可中断负荷母线在电网联合调峰计算基准时刻的超短期负荷有功预测值和负荷有功控制值，P_min.sld.m为第m个可中断负荷母线在电网联合调峰计算基准时刻的负荷有功控制值的下限；

L为在电网联合调峰计算基准时刻电网中投入运行的直流输电系统的数目，P_dc.l为在电网联合调峰计算基准时刻第l个直流输电系统的功率控制值，P_max.p.dc.l和P_max.n..dc.l分别为第l个直流输电系统与设定的持续运行时间要求相对应的正向输电方式下的过载安全极限功率和反向输电方式下的过载安全极限功率；

J₁为在电网联合调峰计算基准时刻电网中同步电网的数目，为第j₁个同步电网在当前时刻的稳态频率，和分别为第j₁个同步电网在电网联合调峰计算基准时刻的稳态频率安全值下限和稳态频率安全值上限，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中新能源电站的数目，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中第i₃个新能源电站的并网有功功率控制值，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的不按发电计划发电的机组的数目，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的第j₃个不按发电计划发电的机组的有功出力控制值，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的第j₃个不按发电计划发电的机组的厂用电占机组有功出力的比例，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的按发电计划发电的机组的数目，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的第k₃个按发电计划发电的机组的有功出力实时计划值，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的第k₃个按发电计划发电的机组的厂用电占机组出力的比例，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网与其它同步电网相联的直流输电系统的数目，为在电网联合调峰计算基准时刻第l₃个与第j₁个同步电网异步相联的直流输电系统的功率控制值，为第j₁个同步电网在当前时刻的网损率，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中负荷母线的数目，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中第i₁个负荷母线的超短期负荷有功预测值，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中可中断负荷母线的数目，和分别为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中第m₁个可中断负荷母线的超短期负荷有功预测值和负荷有功控制值，为在当前时刻第j₁个同步电网的功率频率静态特性系数；

和分别为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网的有功热备用系数的下限值和上限值，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中第i₃个新能源电站的超短期并网有功功率预测值，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的第j₃个不按发电计划发电的机组的有功出力最大值，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₁个同步电网中除新能源电站之外的第k₃个按发电计划发电的机组的有功出力最大值；

I为在电网联合调峰计算基准时刻电网中投入运行的新能源电站的数目，P_c.new.i为在电网联合调峰计算基准时刻第i个新能源电站的并网有功功率控制值，K为在电网联合调峰计算基准时刻电网中投入运行的除新能源电站之外的按发电计划发电的机组的数目，P_sch.k为在电网联合调峰计算基准时刻除新能源电站之外的第k台按发电计划发电的机组的有功出力实时计划值，J₂为在电网联合调峰计算基准时刻电网中安全稳定输电通道的数目，T_j2为在电网联合调峰计算基准时刻第j₂个安全稳定输电通道的组成设备中交流输电设备的数目，和分别为基于当前时刻的电网运行状态下只考虑在当前时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间的设备投退计划后得到的电网预想运行状态、采用直流潮流方程计算得到的第i个新能源电站并网有功功率对第j₂个安全稳定输电通道中第i₂个交流输电设备有功功率的灵敏度、除新能源电站之外的不按发电计划发电的第j台机组有功出力对第j₂个安全稳定输电通道中第i₂个交流输电设备有功功率的灵敏度、除新能源电站之外的按发电计划发电的第k台机组有功出力对第j₂个安全稳定输电通道中第i₂个交流输电设备有功功率的灵敏度、第m个可中断负荷有功对第j₂个安全稳定输电通道中第i₂个交流输电设备有功功率的灵敏度和第l个直流输电系统功率对第j₂个安全稳定输电通道中第i₂个交流输电设备有功功率的灵敏度，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₂个安全稳定输电通道的组成设备中直流输电系统的数目，为在电网联合调峰计算基准时刻第j₂个安全稳定输电通道中第l₁个直流输电系统的功率控制值，若最新的在线安全稳定分析结果所对应的电网运行时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间没有设备投退计划，则为最新的在线安全稳定分析结果中第j₂个安全稳定输电通道的在线极限功率，若最新的在线安全稳定分析结果所对应的电网运行时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间有设备投退计划，则为基于最新的在线安全稳定分析结果所对应的电网运行状态、按该设备投退计划修改后的电网运行状态下第j₂个安全稳定输电通道的在线极限功率，为反映所对应的电网运行状态与电网联合调峰计算基准时刻的运行状态可能不一致而引入的、用于估算电网联合调峰计算基准时刻第j₂个安全稳定输电通道的在线极限功率的估算系数；

J₄为在电网联合调峰计算基准时刻电网中交流设备的数目， 和分别为基于当前时刻的电网运行状态下只考虑在当前时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间的设备投退计划后得到的电网预想运行状态、采用直流潮流方程计算得到的第i个新能源电站并网有功功率对第j₄个交流输电设备有功功率的灵敏度、除新能源电站之外的不按发电计划发电的第j台机组有功出力对第j₄个交流输电设备有功功率的灵敏度、除新能源电站之外的按发电计划发电的第k台机组有功出力对第j₄个交流输电设备有功功率的灵敏度、第m个可中断负荷有功对第j₄个交流输电设备有功功率的灵敏度和第l个直流输电系统功率对第j₄个交流输电设备有功功率的灵敏度，为第j₄个交流输电设备的过载安全有功功率极限值；

5)针对步骤4)搜索到的每个最优解，分别基于电网当前时刻的运行状态，采用最优解中新能源电站并网有功功率控制值、除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组有功出力控制值、直流输电系统功率控制值和可中断负荷控制值、电网联合调峰计算基准时刻的超短期母线负荷预测值、按发电计划发电的机组有功出力实时计划值和在当前时刻与电网联合调峰计算基准时刻之间的设备投退计划，来替代电网当前时刻运行状态中相应的量，并在此基础上，进行潮流计算，若潮流收敛，则认为得到与该最优解相对应的电网联合调峰计算基准时刻的运行状态，否则，认为该最优解不可行，得不到与该最优解相对应的电网联合调峰计算基准时刻的运行状态；

若潮流收敛的最优解只有1个，则将其作为安全稳定校核的最优解，进入步骤6)；若潮流收敛的最优解有多个，且根据可中断负荷限制量之和最小原则搜索到的最优解只有1个，则将其作为安全稳定校核的最优解，进入步骤6)；若潮流收敛的最优解有多个，且根据可中断负荷限制量之和最小原则搜索到的最优解有多个，则从中选出1个除新能源电站之外的其它不按发电计划发电的机组的有功出力变化量的绝对值之和最小的最优解，作为安全稳定校核的最优解，进入步骤6)；若没有潮流收敛的最优解，则结束本方法；

6)若根据步骤5)中确定的作为安全稳定校核的最优解相对应的电网联合调峰计算基准时刻的运行状态中的某个安全稳定输电通道的有功功率与其在线极限功率估算值的比值小于设定的参数，则从安全稳定校核故障集中剔除与该安全稳定输电通道所关联且与其它安全稳定输电通道不关联的考核故障；

若筛选后的安全稳定考核故障集是空集，则将该最优解作为电网联合调峰的控制策略，结束本方法；否则针对步骤5)中确定的作为安全稳定校核的最优解相对应的电网联合调峰计算基准时刻的运行状态和筛选后的安全稳定考核故障集，进行安全稳定校核；

若该运行状态是安全稳定的，则将该最优解作为电网联合调峰的控制策略，结束本方法；若该运行状态是不安全稳定的，且当前时刻还在电网联合调峰计算基准时刻之前、电网联合调峰计算基准时刻与当前时刻之差大于设定时限，则对于电网联合调峰计算基准时刻的安全稳定输电通道的校核故障失去安全稳定的情况，将相应的安全稳定输电通道的在线极限功率的估算系数用其与小于1的设定值的乘积来替代，返回步骤4)；若该运行状态是不安全稳定的，且当前时刻在电网联合调峰计算基准时刻之前、电网联合调峰计算基准时刻与当前时刻之差不大于设定时限或当前时刻已在电网联合调峰计算基准时刻之后，则结束本方法。

2.根据权利要求1所述的交直流混合电网联合实时调峰方法，其特征在于，在步骤2)中通过公式(1)来确定电网联合调峰计算的基准时刻：

t_c＝t₀+a(t₁-t₀)(1)

其中，t₀为当前时刻，t₁为紧随当前时刻之后的电网联合调峰考核时刻，a为设定的参数，0<a<1，t_c为电网联合调峰计算的基准时刻。