CN106786799A - 一种直流联络线功率阶梯化发电计划优化方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种直流联络线功率阶梯化发电计划优化方法，将直流联络线功率作为可优化调整的资源，满足直流功率调整的各项特性要求，充分发挥直流联络线可灵活调节的特点，可考虑多条跨区直流输电通道，满足直流联络线实际运行要求，同时考虑送受端电网间的系统负荷互补性和新能源接纳能力，进一步挖掘直流联络线在促进跨区新能源消纳中的潜力，既在受端电网负荷高峰时对其进行了有效支援，又提高了送端电网的风光新能源消纳电量，有效的促进了新能源在更大的空间范围内消纳，提高了电网的整体效益。

Description

一种直流联络线功率阶梯化发电计划优化方法

技术领域

本发明涉及一种直流联络线功率阶梯化发电计划优化方法，具体涉及一种促进跨区新能源消纳的直流联络线功率阶梯化发电计划优化方法，属于电力系统调度自动化技术领域。

背景技术

以风电为代表的新能源因其无污染可再生特性，且无温室气体排放，逐渐成为能源发展的重要方向。尤其是风电作为技术最成熟的新能源利用方式之一，在国家的大力支持下已经实现连续多年快速增长。2015年，全国风电新增装机容量30753MW，累计装机容量已达145362MW；全国光伏发电新增装机容量15130MW，累计装机容量43180MW。其中，西北地区依旧是风电新增装机容量最多的地区，超过11GW，占风电新增总装机容量的38％。

不同能源类型的发电机组出力由于能源介质特性的不同，其出力特性也是不同的。火电机组和水电机组等常规能源机组由于能源介质的供给具有连续性，出力可以人为调节；而风能与太阳能受限于其自然属性，导致风电与光伏出力具有间歇性与波动性，与常规能源机组相比供电可靠性较低，并且难以有效预测、调度和控制，电网安全运行控制风险增加。其次，我国风电资源的地域特征明显，风电等新能源基地与负荷中心呈逆向分布，西北等新能源电力富集地区经济相对不发达，负荷水平较低，加之本地常规机组调峰能力有限，无法解决风电等大规模新能源集中接入后导致的间歇性和波动性，使得本地电网消纳新能源的能力有限。由于风电场当地用电需求小，我国在风能资源开发上采用的是“大规模集中式开发、高电压远距离输送”模式，不同于丹麦、德国等欧洲国家采用的“分布式开发、就地消纳”模式，随着风电的爆发式增长，地区电网风电渗透率增加，风电场接入、输送和消纳问题突出。要想进一步提高新能源消纳电量，必须在更大的空间范围内进行消纳。

根据国家电网发展研究，位于西北地区能源基地的风电等新能源将通过特高压直流联络线输送到东部负荷中心处。目前，国内直流联络线功率交换计划大多采用固定出力计划模式，由上级调度机构下发至辖区内各调度机构，各调度机构再以下发的联络线功率交换计划作为边界条件，分别制定本区内直调机组的发电计划，若本区内机组计划不可行，还需上级调度调整直流联络线计划后再次下发。随着风电等新能源并网容量的增加，消纳问题逐渐凸显，这种调度模式已经不能适应风电等新能源跨区大范围消纳的要求。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明提供了一种直流联络线功率阶梯化发电计划优化方法。

为了达到上述目的，本发明所采用的技术方案是：

一种直流联络线功率阶梯化发电计划优化方法，包括以下步骤，

步骤1，确定需要进行发电计划优化的调度周期，获取调度周期内直流联络线、新能源机组、常规能源机组以及受端电网的优化参数；

步骤2，根据实际电网系统的电网模型建立以发电成本最小为目标的直流联络线、新能源机组以及常规能源机组联合发电计划模型，以时间T1作为一个优化的逻辑时段，以调度周期内电网系统负荷曲线为研究对象，优化直流联络线、新能源机组以及常规能源机组的出力计划，优化目标为电网系统内可调度机组的发电成本最小；

步骤3，根据优化求解获得的直流联络线、新能源机组以及常规能源机组出力，考虑全部监视元件，对调度周期内的各个时段进行安全校核；若没有新增监视元件潮流越限，则进入步骤4，否则计算新增潮流越限监视元件的灵敏度信息，进入步骤2；

步骤4，迭代结束，生成直流联络线、新能源机组以及常规能源机组发电计划，优化结束。

步骤1和步骤2之间包括以下步骤，获取用于日前发电计划编制的网络断面，并根据设备检修计划，自动生成各时段网络拓扑，并计算各时段的网络灵敏度系数。

优化参数包括电网系统负荷预测曲线、电网系统母线负荷预测曲线、线路检修计划、联络线计划、新能源机组的功率预测曲线、新能源机组的功率波动区间、常规能源机组的初始启停状态、常规能源机组的可用状态、常规能源机组的初始出力计划、常规能源机组的减出力计划和常规能源机组的固定出力计划。

直流联络线、新能源机组以及常规能源机组联合发电计划以15分钟作为一个优化的逻辑时段，以调度周期内电网系统负荷曲线为研究对象，优化直流联络线、新能源机组以及常规能源机组的出力计划，优化目标为电网系统内可调度机组的发电成本最小。

直流联络线、新能源机组以及常规能源机组联合发电计划模型为，

约束条件：

p_d,t∈{P_d,1,P_d,2,…,P_d,m,…,P_d,M}

P_d,minu_d,t≤p_d,t≤P_d,maxu_d,t

p_d,t-p_d,t-1≤(1-y_d,t)P_d,up+y_d,tP_d,max

p_d,t-1-p_d,t≤(1-z_d,t)P_d,down+z_d,tP_d,max

u_d,t-u_d,t-1＝y_d,t-z_d,t

y_d,t+z_d,t≤1

其中，F为直流联络线、新能源机组以及常规能源机组联合发电计划模型的目标函数，T为电网系统调度周期内的逻辑时段数，N为电网系统中参与调度的常规能源机组数目，C_i,t为常规能源机组i在逻辑时段t的发电成本，W为电网系统中新能源机组数目，θ_w,t为新能源机组w在逻辑时段t的弃风或弃光惩罚成本，p_d,t为直流联络线d在逻辑时段t的有功功率，P_d,m为直流联络线d可行状态m的功率值，M为直流联络线d的可行状态数量，I_d,m,t为0/1变量，表示直流联络线d在逻辑时段t是否处于可行状态m，m_d,t为直流联络线d在逻辑时段t所处功率状态，u_d,t为0/1变量，表示直流联络线d在逻辑时段t是否处于运行状态，P_d,min、P_d,max分别为直流联络线d可传输的最小功率与最大功率，P_d,up、P_d,down分别为直流联络线d功率的上升、下降速率限值，y_d,t、z_d,t均为0/1变量，分别表示直流联络线d在逻辑时段t是否启动、是否停止，均为0/1变量，分别表示直流联络线d功率在逻辑时段t是否正向调整、是否反向调整，均为0/1变量，Δ_d,t为0/1变量，表示直流联络线d功率在逻辑时段t是否调整，均为0/1变量，分别表示直流联络线d功率在逻辑时段t是否开始调整、是否结束调整，H为直流联络线功率的最小稳定运行持续时段数，N_d为直流联络线d的全天调节次数限值，Q_d,min、Q_d,max分别为直流联络线d在调度周期内的最小、最大输送电量，S为分段惩罚函数总段数，λ_w,s为新能源机组w在其分段函数第s段的惩罚因子，Δp_w,s,t为新能源机组w在逻辑时段t在分段函数第s段上的变化量，p_w,t为新能源机组w在逻辑时段t的功率，为新能源机组w在逻辑时段t的预测功率，为新能源机组w在逻辑时段t的弃风或弃光功率，p_i,t为常规能源机组i在逻辑时段t的功率，为逻辑时段t的电网系统负荷预测值，J为受端电网v内参与调度的常规能源机组数目，P_v,j,min、P_v,j,max为受端电网v内常规能源机组j的最小、最大技术出力，为受端电网v在逻辑时段t的电网系统负荷预测值，K为受端电网v内新能源机组数目，P_v,k,t为受端电网v内新能源机组k在逻辑时段t的预测功率，Ω(v)为与受端电网v相连接的直流联络线集合，为受端电网v在逻辑时段t的系统净负荷，RU_v,j、RD_v,j分别为受端电网v内常规能源机组j的上升、下降速率限值。

新增潮流越限监视元件以线性化约束形式加入直流联络线、新能源机组以及常规能源机组联合发电计划模型，约束表达为：

其中，p_a,t为节点a的发电功率，l_a,t为节点a的负荷功率，S_a,b,t为节点a的注入功率对支路b的灵敏度，Ω(b)为与支路b潮流有关系的节点集合，p_b,min与p_b,max分别为支路b的最小潮流值与最大潮流值。

本发明所达到的有益效果：本发明将直流联络线功率作为可优化调整的资源，满足直流功率调整的各项特性要求，充分发挥直流联络线可灵活调节的特点，可考虑多条跨区直流输电通道，满足直流联络线实际运行要求，同时考虑送受端电网间的系统负荷互补性和新能源接纳能力，进一步挖掘直流联络线在促进跨区新能源消纳中的潜力，既在受端电网负荷高峰时对其进行了有效支援，又提高了送端电网的风光新能源消纳电量，有效的促进了新能源在更大的空间范围内消纳，提高了电网的整体效益。

附图说明

图1为本发明的流程图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。

如图1所示，一种直流联络线功率阶梯化发电计划优化方法，包括以下步骤:

步骤1，确定需要进行发电计划优化的调度周期，获取调度周期内直流联络线、新能源机组(风光新能源机组)、常规能源机组以及受端电网的优化参数；获取用于日前发电计划编制的网络断面，并根据设备检修计划，自动生成各时段网络拓扑，并计算各时段的网络灵敏度系数。

优化参数包括电网系统负荷预测曲线、电网系统母线负荷预测曲线、线路检修计划、联络线计划、新能源机组的功率预测曲线、新能源机组的功率波动区间、常规能源机组的初始启停状态、常规能源机组的可用状态、常规能源机组的初始出力计划、常规能源机组的减出力计划和常规能源机组的固定出力计划。

步骤2，根据实际电网系统的电网模型建立以发电成本最小为目标的直流联络线、新能源机组以及常规能源机组联合发电计划模型，以时间T1作为一个优化的逻辑时段，以调度周期内电网系统负荷曲线为研究对象，优化直流联络线、新能源机组以及常规能源机组的出力计划，优化目标为电网系统内可调度机组的发电成本最小。

上述T1设定为15分钟，当然也可根据实际情况设定。

上述直流联络线、新能源机组以及常规能源机组联合发电计划模型为，

约束条件：

p_d,t∈{P_d,1,P_d,2,…,P_d,m,…,P_d,M}

P_d,minu_d,t≤p_d,t≤P_d,maxu_d,t

p_d,t-p_d,t-1≤(1-y_d,t)P_d,up+y_d,tP_d,max

p_d,t-1-p_d,t≤(1-z_d,t)P_d,down+z_d,tP_d,max

u_d,t-u_d,t-1＝y_d,t-z_d,t

y_d,t+z_d,t≤1

其中，F为直流联络线、新能源机组以及常规能源机组联合发电计划模型的目标函数，T为电网系统调度周期内的逻辑时段数，N为电网系统中参与调度的常规能源机组数目，C_i,t为常规能源机组i在逻辑时段t的发电成本，W为电网系统中新能源机组数目，θ_w,t为新能源机组w在逻辑时段t的弃风或弃光惩罚成本，p_d,t为直流联络线d在逻辑时段t的有功功率，P_d,m为直流联络线d可行状态m的功率值，M为直流联络线d的可行状态数量，I_d,m,t为0/1变量，表示直流联络线d在逻辑时段t是否处于可行状态m，m_d,t为直流联络线d在逻辑时段t所处功率状态，u_d,t为0/1变量，表示直流联络线d在逻辑时段t是否处于运行状态，P_d,min、P_d,max分别为直流联络线d可传输的最小功率与最大功率，P_d,up、P_d,down分别为直流联络线d功率的上升、下降速率限值，y_d,t、z_d,t均为0/1变量，分别表示直流联络线d在逻辑时段t是否启动、是否停止，均为0/1变量，分别表示直流联络线d功率在逻辑时段t是否正向调整、是否反向调整，均为0/1变量，用于辅助实现的取值，Δ_d,t为0/1变量，表示直流联络线d功率在逻辑时段t是否调整，均为0/1变量，分别表示直流联络线d功率在逻辑时段t是否开始调整、是否结束调整，H为直流联络线功率的最小稳定运行持续时段数，N_d为直流联络线d的全天调节次数限值，Q_d,min、Q_d,max分别为直流联络线d在调度周期内的最小、最大输送电量，S为分段惩罚函数总段数，λ_w,s为新能源机组w在其分段函数第s段的惩罚因子，该因子一般较大，以达到抑制弃风或弃光的效果，Δp_w,s,t为新能源机组w在逻辑时段t在分段函数第s段上的变化量，p_w,t为新能源机组w在逻辑时段t的功率，为新能源机组w在逻辑时段t的预测功率，为新能源机组w在逻辑时段t的弃风或弃光功率，p_i,t为常规能源机组i在逻辑时段t的功率，为逻辑时段t的电网系统负荷预测值，J为受端电网v内参与调度的常规能源机组数目，P_v,j,min、P_v,j,max为受端电网v内常规能源机组j的最小、最大技术出力，为受端电网v在逻辑时段t的电网系统负荷预测值，K为受端电网v内新能源机组数目，P_v,k,t为受端电网v内新能源机组k在逻辑时段t的预测功率，Ω(v)为与受端电网v相连接的直流联络线集合，为受端电网v在逻辑时段t的系统净负荷，RU_v,j、RD_v,j分别为受端电网v内常规能源机组j的上升、下降速率限值。

步骤3，根据优化求解获得的直流联络线、新能源机组以及常规能源机组出力，考虑全部监视元件，对调度周期内的各个时段进行安全校核；若没有新增监视元件潮流越限，则进入步骤4，否则计算新增潮流越限监视元件的灵敏度信息，进入步骤2。

新增潮流越限监视元件以线性化约束形式加入直流联络线、新能源机组以及常规能源机组联合发电计划模型，约束表达为：

其中，p_a,t为节点a的发电功率，l_a,t为节点a的负荷功率，S_a,b,t为节点a的注入功率对支路b的灵敏度，Ω(b)为与支路b潮流有关系的节点集合，p_b,min与p_b,max分别为支路b的最小潮流值与最大潮流值。

步骤4，迭代结束，生成直流联络线、新能源机组以及常规能源机组发电计划，优化结束。

上述方法以调度周期内系统负荷曲线为研究对象建立优化求解模型，优化直流联络线、新能源机组、常规能源机组的出力计划，通过优化计算与安全校核的迭代，逐步把起作用约束加入优化模型中，获得最终获得最优的发电计划结果。

上述方法具有以下特点和功能：

1、直流联络线外送在促进新能源跨区消纳中作用巨大，将直流联络线作为可优化调度的资源，充分发挥直流联络线可灵活调节的特点，同时考虑高压直流换流设备不宜频繁调节的特性，保证直流功率阶梯化运行，提高了直流外送功率计划的可执行性，满足直流联络线实际运行要求。进一步挖掘直流联络线在促进跨区新能源消纳中的潜力，既在受端电网负荷高峰时对其进行了有效支援，又提高了送端电网的风光新能源消纳电量，有效的促进了新能源在更大的空间范围内消纳，提高了电网的整体效益。

2、上述在指定发电计划时，协调考虑了直流联络线、新能源机组、常规能源机组，在计算时可以充分考虑联合调度模式下发电计划编制的各种复杂因素，从大的方向保障新能源的接入。

3、通过优化计算和安全校核两个子问题的交互迭代求解，获得了满足网络安全的直流联络线、新能源机组、常规能源机组的发电计划，保证了发电计划的可执行性。

上述技术方案在某省电网调度计划系统中得到应用，应用效果符合预期。实际应用表明，本发明能够在满足系统平衡约束、机组运行约束、电网安全约束和环保约束等各类约束的前提下，尽可能多的根据风功率预测情况将风电安全的接入电网；能够有效的降低风电等间歇式能源由于其不确定性和波动性给电网安全带来的隐患。

本方法在实际电网数据下开展的发电计划优化的研究和尝试，摸索出直流联络线、新能源机组、常规能源机组联合调度模式下发电计划优化方法。本方法以系统发电成本最小为目标，综合考虑直流联络线、新能源机组、常规能源机组的联合调度，考虑各类约束条件优化计算机组发电计划，保证了风电功率等间歇式能源的安全接入，有助于提高新能源接入后发电调度的智能化水平和决策能力。同时，该方法具有计算强度低、适应性强的特点，更加适合在我国风电接入功率较大的调度机构推广应用。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变形，这些改进和变形也应视为本发明的保护范围。

Claims (6)

1.一种直流联络线功率阶梯化发电计划优化方法，其特征在于：包括以下步骤，

步骤1，确定需要进行发电计划优化的调度周期，获取调度周期内直流联络线、新能源机组、常规能源机组以及受端电网的优化参数；

步骤2，根据实际电网系统的电网模型建立以发电成本最小为目标的直流联络线、新能源机组以及常规能源机组联合发电计划模型，以时间T1作为一个优化的逻辑时段，以调度周期内电网系统负荷曲线为研究对象，优化直流联络线、新能源机组以及常规能源机组的出力计划，优化目标为电网系统内可调度机组的发电成本最小；

步骤3，根据优化求解获得的直流联络线、新能源机组以及常规能源机组出力，考虑全部监视元件，对调度周期内的各个时段进行安全校核；若没有新增监视元件潮流越限，则进入步骤4，否则计算新增潮流越限监视元件的灵敏度信息，进入步骤2；

步骤4，迭代结束，生成直流联络线、新能源机组以及常规能源机组发电计划，优化结束。

2.根据权利要求1所述的一种直流联络线功率阶梯化发电计划优化方法，其特征在于：步骤1和步骤2之间包括以下步骤，获取用于日前发电计划编制的网络断面，并根据设备检修计划，自动生成各时段网络拓扑，并计算各时段的网络灵敏度系数。

3.根据权利要求1或2所述的一种直流联络线功率阶梯化发电计划优化方法，其特征在于：优化参数包括电网系统负荷预测曲线、电网系统母线负荷预测曲线、线路检修计划、联络线计划、新能源机组的功率预测曲线、新能源机组的功率波动区间、常规能源机组的初始启停状态、常规能源机组的可用状态、常规能源机组的初始出力计划、常规能源机组的减出力计划和常规能源机组的固定出力计划。

4.根据权利要求1所述的一种直流联络线功率阶梯化发电计划优化方法，其特征在于：直流联络线、新能源机组以及常规能源机组联合发电计划以15分钟作为一个优化的逻辑时段，以调度周期内电网系统负荷曲线为研究对象，优化直流联络线、新能源机组以及常规能源机组的出力计划，优化目标为电网系统内可调度机组的发电成本最小。

5.根据权利要求1所述的一种直流联络线功率阶梯化发电计划优化方法，其特征在于：直流联络线、新能源机组以及常规能源机组联合发电计划模型为，

$\min F=\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}{C}_{i,t}+\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\underset{w=1}{\overset{W}{\Σ}}{\mathrm{\θ}}_{w,t}$

约束条件：

p_d,t∈{P_d,1,P_d,2,…,P_d,m,…,P_d,M}

$p_{d,t}=\underset{m=1}{\overset{M}{\Σ}}{P}_{d,m}{I}_{d,m,t}$

$m_{d,t}=\underset{m=1}{\overset{M}{\Σ}}{\mathrm{mI}}_{d,m,t}$

$\underset{m=1}{\overset{M}{\Σ}}{I}_{d,m,t}=u_{d,t}$

P_d,minu_d,t≤p_d,t≤P_d,maxu_d,t

p_d,t-p_d,t-1≤(1-y_d,t)P_d,up+y_d,tP_d,max

p_d,t-1-p_d,t≤(1-z_d,t)P_d,down+z_d,tP_d,max

u_d,t-u_d,t-1＝y_d,t-z_d,t

y_d,t+z_d,t≤1

${\mathrm{\Δ}}_{d,t}^{+}+{\mathrm{\Δ}}_{d,t}^{-}\≤1$

${\mathrm{\Δ}}_{d,t}^{+}+{\mathrm{\Δ}}_{d,t}^{-}\≤1$

${\mathrm{\Δ}}_{d,t}^{-}+{\mathrm{\Δ}}_{d,t+1}^{+}\≤1$

$p_{d,t}-p_{d,t-1}\≤x_{d,t}^{+}{P}_{d,max}$

${\mathrm{\Δ}}_{d,t}^{+}\≥x_{d,t}^{+}$

${\mathrm{\Δ}}_{d,t}^{+}\≤|m_{d,t}-m_{d,t-1}|$

$p_{d,t-1}-p_{d,t}\≤x_{d,t}^{-}{P}_{d,max}$

${\mathrm{\Δ}}_{d,t}^{-}\≥x_{d,t}^{-}$

${\mathrm{\Δ}}_{d,t}^{-}\≤|m_{d,t}-m_{d,t-1}|$

${\mathrm{\Δ}}_{d,t}={\mathrm{\Δ}}_{d,t}^{+}+{\mathrm{\Δ}}_{d,t}^{-}$

$w_{d,t}^{+}-w_{d,t}^{-}={\mathrm{\Δ}}_{d,t}-{\mathrm{\Δ}}_{d,t-1}$

$w_{d,t}^{+}+w_{d,t}^{-}\≤1$

$w_{d,t}^{-}+\underset{\mathrm{\τ}=t+1}{\overset{t+H-1}{\Σ}}{w}_{d,\mathrm{\τ}}^{+}\≤1$

$\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}{w}_{d,t}^{+}\≤N_d$

$Q_{d,\min }\≤\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\frac{24}{T}{p}_{d,t}\≤Q_{d,max}$

${\mathrm{\θ}}_{w,t}=\underset{s=1}{\overset{S}{\Σ}}{\mathrm{\λ}}_{w,s}{\mathrm{\Δp}}_{w,s,t}$

$p_{w,t}=P_{w,t}^{fix}-p_{w,t}^{drop}$

$p_{w,t}^{drop}=\underset{s=1}{\overset{S}{\Σ}}{\mathrm{\Δp}}_{w,s,t}$

$\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}{p}_{i,t}+\underset{dc=1}{\overset{D}{\Σ}}{p}_{d,t}+\underset{w=1}{\overset{W}{\Σ}}{p}_{w,t}=P_t^L$

$\underset{j=1}{\overset{J}{\Σ}}{P}_{v,j,min}\≤P_{v,t}^d-\underset{k=1}{\overset{K}{\Σ}}{P}_{v,k,t}-\underset{d\∈\mathrm{\Ω}\left(v\right)}{\Σ}{p}_{d,t}\≤\underset{j=1}{\overset{J}{\Σ}}{P}_{v,j,max}$

$p_{v,t}^{dn}=P_{v,t}^d-\underset{k=1}{\overset{K}{\Σ}}{P}_{v,k,t}-\underset{dc\∈\mathrm{\Ω}\left(v\right)}{\Σ}{p}_{dc,t}$

$P_{v,t}^{dn}-P_{v,t-1}^{dn}\≤\underset{j=1}{\overset{J}{\Σ}}{\mathrm{RU}}_{v,j}$

$P_{v,t-1}^{dn}-P_{v,t}^{dn}\≤\underset{j=1}{\overset{J}{\Σ}}{\mathrm{RD}}_{v,j}$

其中，F为直流联络线、新能源机组以及常规能源机组联合发电计划模型的目标函数，T为电网系统调度周期内的逻辑时段数，N为电网系统中参与调度的常规能源机组数目，C_i,t为常规能源机组i在逻辑时段t的发电成本，W为电网系统中新能源机组数目，θ_w,t为新能源机组w在逻辑时段t的弃风或弃光惩罚成本，p_d,t为直流联络线d在逻辑时段t的有功功率，P_d,m为直流联络线d可行状态m的功率值，M为直流联络线d的可行状态数量，I_d,m,t为0/1变量，表示直流联络线d在逻辑时段t是否处于可行状态m，m_d,t为直流联络线d在逻辑时段t所处功率状态，u_d,t为0/1变量，表示直流联络线d在逻辑时段t是否处于运行状态，P_d,min、P_d,max分别为直流联络线d可传输的最小功率与最大功率，P_d,up、P_d,down分别为直流联络线d功率的上升、下降速率限值，y_d,t、z_d,t均为0/1变量，分别表示直流联络线d在逻辑时段t是否启动、是否停止，均为0/1变量，分别表示直流联络线d功率在逻辑时段t是否正向调整、是否反向调整，均为0/1变量，Δ_d,t为0/1变量，表示直流联络线d功率在逻辑时段t是否调整，均为0/1变量，分别表示直流联络线d功率在逻辑时段t是否开始调整、是否结束调整，H为直流联络线功率的最小稳定运行持续时段数，N_d为直流联络线d的全天调节次数限值，Q_d,min、Q_d,max分别为直流联络线d在调度周期内的最小、最大输送电量，S为分段惩罚函数总段数，λ_w,s为新能源机组w在其分段函数第s段的惩罚因子，Δp_w,s,t为新能源机组w在逻辑时段t在分段函数第s段上的变化量，p_w,t为新能源机组w在逻辑时段t的功率，为新能源机组w在逻辑时段t的预测功率，为新能源机组w在逻辑时段t的弃风或弃光功率，p_i,t为常规能源机组i在逻辑时段t的功率，为逻辑时段t的电网系统负荷预测值，J为受端电网v内参与调度的常规能源机组数目，P_v,j,min、P_v,j,max为受端电网v内常规能源机组j的最小、最大技术出力，为受端电网v在逻辑时段t的电网系统负荷预测值，K为受端电网v内新能源机组数目，P_v,k,t为受端电网v内新能源机组k在逻辑时段t的预测功率，Ω(v)为与受端电网v相连接的直流联络线集合，为受端电网v在逻辑时段t的系统净负荷，RU_v,j、RD_v,j分别为受端电网v内常规能源机组j的上升、下降速率限值。

6.根据权利要求1所述的一种直流联络线功率阶梯化发电计划优化方法，其特征在于：新增潮流越限监视元件以线性化约束形式加入直流联络线、新能源机组以及常规能源机组联合发电计划模型，约束表达为：

$P_{b,min}\≤\underset{a\∈\mathrm{\Ω}\left(b\right)}{\Σ}(p_{a,t}-l_{a,t})S_{a,b,t}\≤P_{b,max}$

其中，p_a,t为节点a的发电功率，l_a,t为节点a的负荷功率，S_a,b,t为节点a的注入功率对支路b的灵敏度，Ω(b)为与支路b潮流有关系的节点集合，p_b,min与p_b,max分别为支路b的最小潮流值与最大潮流值。