CN109149562B - 一种适用于交直流混联电网的经济调度方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种适用于交直流混联电网的经济调度方法及装置，所述方法包括建立关于发电成本函数的经济调度模型，根据经济调度模型和系统运行状态预测未来某时刻的灵活性发电机组、火电发电机组、水电发电机组发电功率和直流系统传输功率，分别对相应机组发电功率和直流传输功率进行调整，从而完成对交直流混联电网的经济调度等步骤。通过本发明方法进行调度，在考虑直流控制系统稳定特性，切机、直流回降等稳定控制策略作用等安全稳定控制约束的前提下，基于不同种类清洁能源保障性要求，前瞻性考虑未来一段时间的系统状态变化，减少弃风、弃光、弃水现象的发生。本发明广泛应用于电力调度技术领域。
Description
技术领域
本发明涉及电力调度技术领域，尤其是一种适用于交直流混联电网的经济调度方法及装置。
背景技术
目前，风能、太阳能和水能等清洁能源发电已成为国内外应对能源危机和环境问题的重要手段，也是实现全球能源与经济可持续化发展的重大需求。2018年，我国南方五省的清洁能源占比高达50.5％。2017年，青海实现连续168小时全清洁能源供电。清洁能源的占比越来越大，但由于清洁能源具有不稳定性，因此如何通过电力调度手段解决弃水弃风弃光问题、实施清洁能源最大化消纳已成为一个重要课题。如何充分发挥统一市场和区域电网在资源配置中的优化作用，寻求市场环境下的有利手段以促进清洁能源消纳是一个迫在眉睫的问题。
高压直流输电(High Voltage Direct Current，HVDC)技术可以满足远距离大容量的输电需求。在南方区域电网，大量贵州、云南的清洁能源由高压直流输电线路经广西送至广东。然而在交直流混联电网系统(AC/DC Hybrid Power Grid)中，交直流系统间相互作用，对整个系统的安全稳定运行产生恶劣影响。特别是在未来大规模多种类清洁能源接入的电力市场环境下，系统中存在不确定性因素和随机扰动，新能源及负荷的预测误差、发电商及柔性负荷市场参与者报价、网络结构的变化，都会引起交易量和实时电价的急剧波动，甚至影响系统的安全稳定。这些因素导致传统模型不能应对新形势下随机特征对调度的影响。需要研究适应于大型互联电网的经济调度模型及求解方法，前瞻性考虑未来一段时间的系统状态变化，减少弃风、弃光、弃水的发生。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明的目在于提供一种适用于交直流混联电网的经济调度方法及装置。
本发明所采取的第一技术方案是：
一种适用于交直流混联电网的经济调度方法，如图1所示，包括以下步骤：
利用下式建立在t时刻的关于发电成本最小化为目标函数的经济调度模型：
所述经济调度模型包括以下约束条件；
根据标号，以下分别简称约束条件(1)-(8)。
根据上述经济调度模型预测未来t时刻的灵活性发电机组发电功率、火电发电机组发电功率、水电发电机组发电功率和直流系统传输功率；
根据计算得到的t时刻的灵活性发电机组发电功率、火电发电机组发电功率、水电发电机组发电功率和直流系统传输功率，分别对接入交直流混联电网的灵活性发电机组、火电发电机组、水电发电机组出力和直流系统传输功率进行调整，从而完成对交直流混联电网的经济调度；
上述式中：
g为灵活性发电机组发电功率，xt为火电发电机组发电功率，s为水电发电机组发电功率，且s＝[s1,s2]，s1为无弃水风险的水电发电机组发电功率，s2为有弃水风险的水电发电机组发电功率，pt为直流系统传输功率；Jt为t时刻单步长间歇性能源出力预测值，dt为t时刻单步长负荷预测值，xt-1为t-1时刻火电发电机组发电功率估计值，pt-1为t-1时刻直流系统传输功率估计值，ε为直流功率注入因子；X-为最小火电发电机组容量约束极限值，X+为最大火电发电机组容量约束极限值；G-为最小灵活性发电机组容量约束极限值，G+为最大灵活性发电机组容量约束极限值；R为火电发电机组单位时间爬坡约束极限值，Rp为直流系统单位时间爬坡约束极限值。F-为最小线路传输功率极限值，F+为最大线路传输功率极限值，b为转移因子矩阵；P-为最小直流系统传输功率极限值，P+为最大直流系统传输功率极限值；S-为最小水电发电机组容量约束极限值，S+为最大水电发电机组容量约束极限值。
进一步地，本实施例所建立的经济调度模型的目标函数考虑了发电成本函数cg+cx+cs1+γcs2+cp，也就是全社会发电成本(包括直流联络线跨省区送电成本)的最小化。在利用经济调度模型进行优化的过程中，所考虑的优化变量设置为灵活性发电机组发电功率g、火电发电机组发电功率xt、水电发电机组发电功率s和直流系统(即直流联络线)传输功率pt，其中水电发电机组发电功率s还进一步细分为为无弃水风险的水电发电机组发电功率s1和有弃水风险的水电发电机组发电功率s2，s＝[s1,s2]。与g、xt、s1和s2相对的分别是灵活性发电机组发电成本函数cg、火电发电机组发电成本函数cx、无弃水风险的水电发电机组发电成本函数cs1、有弃水风险的水电发电机组发电成本函数cs2和直流系统传输成本函数cp。优选地，发电成本函数cg+cx+cs1+γcs2+cp可以是线性函数、分段仿射函数或严格凸二次型函数中的任意组合。
进一步地，本实施例经济调度模型中还引入了防弃水因子γ，优选地γ<1，进一步地γ<<1，如可设为γ＝0.01。在防弃水因子γ的作用下，经济调度模型可以满足：当存在弃水风险时(如水电发电机组所在流域进入汛期、所在水库无调节能力、枯期所在水库水位达到一定控制目标等)，有弃水风险的水电发电机组发电成本函数cs2对发电成本函数的影响远小于其他类型机组的影响，使有弃水风险的水电发电机组发电功率s2在满足安全约束条件的前提下被最大化消纳，减少弃水现象的发生。
进一步地，所述经济调度模型约束条件考虑如下因素：
约束条件(1)表征电网系统中任意节点注入功率之和为零。在电网系统的直流送端，将直流联络线传输功率变量，即直流系统传输功率pt等值为负荷注入功率，因此直流功率注入因子ε＝-1；在电网系统的直流受端，将直流联络线传输功率变量pt等值为发电机注入功率，因此直流功率注入因子ε＝1。
约束条件(2)中，当b＝GSF，GSF表示发电机转移因子矩阵(Generation ShiftFactor，GSF)，式(2)所示约束条件表示系统中各交流线路有功功率在极限值范围内。
以包含第一线路(线路1)和第二线路(线路2)的交直流混联电网为例。约束条件(2)中，当考虑部分重要线路设置的N-1、N-2方式下稳定控制策略(Stability ControlStrategy)(如切机、回降直流等)动作作用的控制要求。具体地，若在线路2跳闸，切机xt、回降直流pt稳控策略正确动作时，线路1的极限控制要求具体如下：
F1 -≤(GSF1+b2-1GSF2)(g+xt+s+Jt-dt+εpt)+bp-1(εpt-Pmax)+bx-1(xt-Xmax)≤F1 + (9)
其中，GSF1、GSF2分别表示各节点注入功率对线路1、2的贡献度；bp-1、bx-1分别表示回降直流、切机稳控策略对线路1的贡献度，b2-1表示线路2跳闸对线路1的转移比；直流功率注入因子ε＝1；Pmax、Xmax分别为回降直流、切机稳控策略最大可能动作值；F1 +、F1 -分别为线路1的最大、最小有功极限值。
约束条件(3、6)表征火电发电机组、直流系统传输功率爬坡约束条件。
约束条件(4、5、7、8)表征火电发电机组、灵活性发电机组、直流系统传输功率、水电发电机组最大/最小极限值约束条件。
进一步地，所述经济调度模型约束条件需要在交直流混联系统中，考虑直流控制系统作用、发电机自动励磁调节装置、调速器和PSS作用，及参考《电力系统安全稳定导则》和《南方电网安全稳定计算分析导则》等规范标准给定的系统暂态、动态、电压、频率、热稳定判据，在离线方式下求取的不同直流送端配套水电厂机组组合下的直流安全稳定运行边界。
特别地，由于枯水期直流送端配套水电站长期处于低负荷运行状态，为避开机组振动区，避免对发电机和厂房等设备造成不良影响而被迫减少配套电源开机台数。以中国南方电网为例，在送端电源不足时将导致直流限制功率运行，从而影响将云南、贵州的清洁能源送往广东负荷中心。因此在送端配套电源小开机方式下，需采取有效措施应对全接线和检修方式下影响系统安全稳定的如下问题：
(1)若在小方式下直流被动进入孤岛，1.直流送端孤岛系统属于弱系统，其短路容量不足，需验算符合系统最小短路电流及直流送端换流站有效短路比规程设计要求的运行边界；2.需关注此时交流系统由于发生大功率缺额导致的频率波动和直流恢复稳定前提下系统的安全边界；3.交流系统在工频和低次谐波下等值阻抗增加，导致可能和直流系统投入运行的交流滤波器发生并联谐振的问题；4.为确保一次设备安全，需在不同工况下对直流被动进入孤岛发生双极闭锁情况下的过电压问题进行校核。经核算，在小方式下直流孤岛运行风险较大，需在直流控制系统中增加配置“被动跳进孤岛紧急停运直流”功能，同时通过安稳措施切除配套电厂在运机组，以此降低直流系统被动进入孤岛后安全稳定运行的风险。
(2)在实际运行中，也将在断面控制要求中考虑并防止“被动跳进孤岛紧急停运直流”功能：1.联网方式下误判孤岛，则策略误动将误发直流闭锁信号引起云南频率升高导致高周切机动作；2.孤网方式下误判联网，则策略拒动可能导致孤岛系统发生谐波振荡及过电压等风险。
因此，考虑上述交直流混联系统可能发生的安全稳定问题，基于日前市场出清后求取的机组组合分配结果，本模型在直流送端配套电源不同开机方式下，采用相对应的安全稳定约束条件，以保证各种工况下交直流混联系统的安全稳定性。考虑上述因素形成表现形式为(2、7、8)的约束条件。其中：式(2)所示约束条件用于设置直流系统送端联络出线总有功极限值，式(7)所示约束条件用于设置直流系统传输功率边界，式(8)所示约束条件用于设置直流送端配套水电厂的总出力极限值。
进一步地，所述间歇性能源包括风力发电和光伏发电，所述风力发电在t时刻的发电功率为Wt，所述光伏发电在t时刻的发电功率为Qt，所述t时刻单步长间歇性能源出力预测值Jt＝[Wt,Qt]。
进一步地，所述t时刻单步长间歇性能源出力预测值Jt、t时刻单步长负荷预测值dt、t-1时刻火电发电机组发电功率估计值xt-1和t-1时刻直流系统传输功率估计值pt-1均为随时间变化的随机变量参数。也就是设置随机变量参数θ＝(dt,-Jt,xt-1,pt-1)，其中，xt-1和pt-1可以通过SCADA或PMU测量得到；风电、光伏等清洁能源出力具有间歇性、不确定性特点，将间歇式能源注入功率Jt视为随时间变化的随机变量参数，充分考虑其出力分布特性并保证其在安全边界内被完全消纳。
进一步地，所述经济调度方法还包括以下步骤：
对间歇性能源的功率输出进行超短期预测；
根据超短期预测结果、所述随机变量参数的时间耦合特性和经济调度模型，在t时刻利用滚动窗口方法预测在t+H·Δt时刻交直流混联电网的运行状态；
根据滚动窗口方法预测结果，在t时刻对交直流混联电网进行提前调度。滚动窗口预测方法的原理如图2所示。基于前瞻性经济调度预测结果，当未来某时刻系统存在由于安全约束受限、系统拓扑结构变化、机组非计划停运等原因导致清洁能源保障性消纳受限时，可于当前时刻提前采取合理的调度手段，如预留爬坡能力、开启灵活性机组等，在特殊情况下最大限度满足清洁能源保障性消纳需求。
本发明所采取的第二技术方案是：
一种适用于交直流混联电网的经济调度装置，包括存储器和处理器，所述存储器用于存储至少一个程序，所述处理器用于加载所述至少一个程序以执行第一技术方案所述方法。
本发明的有益效果是：本发明方法考虑了交直流混联电网的稳控策略、直流系统安全稳定特性；考虑了清洁能源的特性及电力系统不确定性因素，满足风电、光伏、水电等不同种类清洁能源的消纳保障性要求；引入不确定性随机变量参数后，经济调度模型成为计及参数的直流最优潮流模型；通过本发明方法求解考虑电网系统安全约束的实时经济调度问题，调度中心可以决定系统内各机组的最优发电安排，从而在发电决策前做出短期发电容量最优分配；通过本发明方法进行调度，可以在满足交直流混联系统安全稳定约束条件的前提下，基于不同种类清洁能源的消纳特性及保障性要求，前瞻性考虑未来一段时间的系统状态变化，减少弃风弃光弃水现象的发生。
附图说明
图1为本发明方法的流程图；
图2为本发明所用滚动窗口预测方法的原理图；
图3为美国加州2030年未来规划的典型日净负荷特性曲线；
图4为实施例2应用本发明方法进行调度时水电站A实际出力与时间关系图；
图5为实施例2应用本发明方法进行调度时清洁能源消纳占比与时间关系图；
图6为实施例2中应用本发明方法的电厂与换流站电气连接关系图；
图7为实施例2中应用本发明方法时安全边界与实际系统运行状态对比示意图。
具体实施方式
实施例1
中国南方五省区域电网包含广东、广西、云南、贵州、海南五省的交直流混联电力系统，共包括220kV及以上交流节点数目约1000个，交流输电线路约3 400条，高压直流输电线路10回。中国南方五省区域电网是交直流混联电网的典型应用。本实施例针对中国南方五省区域电网，应用实施例1的调度方法，并与现有的考虑安全约束的优化调度模型(简称SCED)的效果进行对比。
本实施例基于实际电网数据，模拟了未来南方区域统一电力市场环境。因此本文实施例中不考虑西电东送电量约束条件。假设高压直流输电线路的爬坡速率为600MW/分钟，常规火电发电机组的爬坡速率为10MW/分钟。根据某负荷高峰时期实际电网的运行状态，设置10个可能出现的典型紧约束断面场景。假设该系统总装机容量为287 000MW，灵活性燃气发电机组装机占比6％，清洁能源装机占比约70％。其中，水电装机占比36％、蓄能2％、核电5％、风电20％、太阳能2％、其他5％。
本文所有仿真实施例在一台3.6GHz、32GB、Inter Core i7-4790 CPU的台式计算机上实施。仿真编程在MATLAB环境下完成，采用yalmip工具箱和IBM公司的CPLEX求解直流最优潮流问题。
本实施例净负荷特性选取适应于中国南方电网规模的美国加州2030年未来规划的典型日净负荷特性曲线(如图3所示)。采用该曲线模拟本实施例每5分钟滚动更新的日净负荷预测期望值，用以描述未来高比例清洁能源接入的电网一天中的典型不确定性场景：
1.时段1～9小时，净负荷曲线变化平稳，此时系统不确定性主要来源于常规负荷的预测误差；
2.时段12～17小时，净负荷曲线变化平稳，新能源渗透率最大达到92％，此时由于新能源预测误差导致的不确定性较大；
3.时段9～12小时、17～24小时，净负荷曲线变化速率较快，主要由于常规火电发电机组出力、直流联络线传输功率爬坡约束等限制导致火电厂出力不确定性较大。
分析(1)：间歇式能源占比对清洁能源消纳的影响
图3中时段19～20h期间，净负荷变化速率最快，约为9700MW/h。使用实施例方法对接入交直流混联电网中的一个水电站A进行调度，结果如图4所示，图4中条状图表示不同时刻清洁能源消纳占比图。。对比图3和图4可知，在间歇式能源占比大的时段12～17h，清洁能源消纳占比整体较大。然而在图4间歇式能源出力变化速率较大时段10～12h，受限于常规火电机组爬坡速率约束，清洁能源的整体消纳水平反而有所回落(见图4中用点状填充的三个矩形)，占比由79.3％降至64％。因此，间歇式能源占比大、其变化速率小的时段，清洁能源消纳水平更高。本文方法可指导调度人员提前开启相关地区灵活性发电机组，如抽水蓄能、燃气机组，缓解由于间歇式能源出力高速变化导致影响高比例清洁能源消纳的问题。
分析(2)：汛期弃水风险场景下模型适用性分析
假设金沙江流域已入汛，某日该流域金中地区基本无水库调节能力的梨园、阿海等径流式水电厂有弃水风险，其最大总出力为8000MW。取防弃水因子γ＝0.01。如图5所示，对比采用本发明经济调度模型和传统考虑安全约束的优化调度模型(SCED模型)的计算结果可知，采用本发明经济调度模型时该流域有弃水风险、无调节能力的水电站全天维持最大出力运行，而采用SCED模型时仅时段8、9h达到最大出力。采用SCED模型相比本文方法全天增加弃水电量约4.14×107kWh。
分析(3)：枯期直流及送端配套水电厂出力受限场景下模型适用性分析
假设金沙江流域进入枯水期，该流域云南省观音岩水电厂是永富直流工程的送端主要配套电源。永富直流额定输送功率为3000MW，其送端起点在云南省楚雄州永仁换流站，永仁换流站近区电网接线图如图6所示。观音岩电厂共5台机，单机额定容量为600MW。取防弃水因子γ＝1，即假设枯期无有弃水风险的水电厂。基于日前市场机组组合出清结果，观音岩电厂全天保持开机台数为3台。在枯水期，永富直流投入“被动跳进孤岛紧急停运直流”功能。此时，优化模型中与永富直流相关的安全稳定约束条件为：条件1：控制永富直流有功功率不低于300，满足直流工程运行在10％额定功率以上的规程要求；条件2：控制永富直流有功功率不高于1000MW，防止孤岛判别装置误动引发直流闭锁使得云南频率升高导致高周切机动作；条件3：控制观音岩全厂3机出力大于810MW，防止观音岩机组运行于振动区内(观音岩电厂机组单机振动区为0～270MW)；条件4：控制仁永双回线传输功率不低于线路低功率门槛值(实际功率不低于150MW)，防止低功率防误判据频繁告警。图7为上述安全边界与实际系统运行状态对比示意图，图7的(1)(2)(3)中标记为MIN和MAX的曲线分别表示安全边界的最小值和最大值。在12～17h期间，条件1为紧约束条件，有效防范该时段永富直流被动进入孤岛系统失稳。条件2全天均为松弛约束条件。条件3在2～3h、8～17h、24h期间均为紧约束条件，有效保证了观音岩电厂出力避开振动区。条件4在1h、4～7h、18～23h有效保障永富直流“被动跳进孤岛紧急停运直流”功能不会误动。因此，本文模型可适应大型互联电网需求，保证交直流混联系统在安全边界内稳定运行。
实施例2
一种适用于交直流混联电网的经济调度装置，包括存储器和处理器，所述存储器用于存储至少一个程序，所述处理器用于加载所述至少一个程序以执行所述经济调度方法。
综上所述，本发明能够达到如下技术效果：
考虑适用于交直流混联电网的稳控策略、直流系统安全稳定特性要求；
考虑清洁能源的特性及电力系统不确定性因素，满足风电、光伏、水电等不同种类清洁能源的消纳保障性要求；
引入不确定性随机变量参数后，经济调度模型成为计及参数的直流最优潮流模型；
通过本发明方法求解考虑交直流混联电网系统安全约束的实时经济调度问题，调度中心可以决定系统内各机组的最优发电安排，从而在发电决策前做出短期发电容量最优分配；
通过本发明方法进行调度，可以基于不同种类清洁能源的消纳特性及保障性要求，前瞻性考虑未来一段时间的系统状态变化，减少弃风弃光弃水现象的发生。
以上是对本发明的较佳实施进行了具体说明，但对本发明创造并不限于所述实施例，熟悉本领域的技术人员在不违背本发明精神的前提下还可做作出种种的等同变形或替换，这些等同的变形或替换均包含在本申请权利要求所限定的范围内。
Claims (9)
1.一种适用于交直流混联电网的经济调度方法，其特征在于，包括以下步骤：
利用下式建立在t时刻的关于发电成本函数最小化为目标函数的经济调度模型：
根据经济调度模型计算t时刻的灵活性发电机组发电功率、火电发电机组发电功率、水电发电机组发电功率和直流系统传输功率；
根据计算得到的在t时刻的灵活性发电机组发电功率、火电发电机组发电功率、水电发电机组发电功率和直流系统传输功率，分别对接入交直流混联电网的灵活性发电机组、火电发电机组、水电发电机组和直流系统进行调整，从而完成对交直流混联电网的经济调度；
所述经济调度模型包括以下约束条件；
上述式中：
g为灵活性发电机组发电功率，xt为火电发电机组发电功率，s为水电发电机组发电功率，且s＝[s1,s2]，s1为无弃水风险的水电发电机组发电功率，s2为有弃水风险的水电发电机组发电功率，pt为直流系统传输功率；
所述发电成本函数包括灵活性发电机组发电成本函数cg、火电发电机组发电成本函数cx、无弃水风险的水电发电机组发电成本函数cs1、有弃水风险的水电发电机组发电成本函数cs2和直流系统传输成本函数cp，γ为防弃水因子；
F-为最小线路传输功率极限值，F+为最大线路传输功率极限值，b为转移因子矩阵；
Jt为t时刻单步长间歇性能源出力预测值，dt为t时刻单步长负荷预测值，xt-1为t-1时刻火电发电机组发电功率估计值，pt-1为t-1时刻直流系统传输功率估计值，ε为直流功率注入因子；
X-为最小火电发电机组容量约束极限值，X+为最大火电发电机组容量约束极限值；
G-为最小灵活性发电机组容量约束极限值，G+为最大灵活性发电机组容量约束极限值；
R为火电发电机组单位时间爬坡约束极限值，Rp为直流系统单位时间爬坡约束极限值；
P-为最小直流系统传输功率极限值，P+为最大直流系统传输功率极限值；
S-为最小水电发电机组容量约束极限值，S+为最大水电发电机组容量约束极限值。
2.根据权利要求1所述的一种适用于交直流混联电网的经济调度方法，其特征在于，所述发电成本函数为线性函数、分段仿射函数和严格凸二次型函数的线性组合。
3.根据权利要求1所述的一种适用于交直流混联电网的经济调度方法，其特征在于，所述防弃水因子γ满足γ<1。
4.根据权利要求1所述的一种适用于交直流混联电网的经济调度方法，其特征在于，所述约束条件还包括直流控制系统作用约束、发电机自动励磁调节装置作用约束、调速器作用约束、PSS作用约束和直流安全稳定运行边界。
5.根据权利要求1所述的一种适用于交直流混联电网的经济调度方法，其特征在于，所述间歇性能源包括风力发电和光伏发电，所述风力发电在t时刻的发电功率为Wt，所述光伏发电在t时刻的发电功率为Qt，所述t时刻单步长间歇性能源出力预测值Jt＝[Wt,Qt]。
6.根据权利要求1-5任一项所述的一种适用于交直流混联电网的经济调度方法，其特征在于，所述t时刻单步长间歇性能源出力预测值Jt、t时刻单步长负荷预测值dt、t-1时刻火电发电机组发电功率估计值xt-1和t-1时刻直流系统传输功率估计值pt-1均为随时间变化的随机变量参数。
7.根据权利要求6所述的一种适用于交直流混联电网的经济调度方法，其特征在于，所述经济调度方法还包括以下步骤：
对间歇性能源的功率输出进行超短期预测；
根据超短期预测结果、所述随机变量参数的时间耦合特性和经济调度模型，在t时刻利用滚动窗口方法预测在t+H·Δt时刻交直流混联电网的运行状态；
根据滚动窗口方法预测结果，在t时刻对交直流混联电网进行提前调度。
8.根据权利要求1所述的一种适用于交直流混联电网的经济调度方法，所述交直流混联电网包括第一线路和第二线路，其特征在于，所述第一线路适用如下稳定控制策略：
若第二线路跳闸，切机xt、回降直流pt的稳控策略正确动作，则第一线路的所适用的约束条件F-≤b·(g+xt+s+Jt-dt+εpt)≤F+具体为F1 -≤(GSF1+b2-1GSF2)(g+xt+s+Jt-dt+εpt)+bp-1(εpt-Pmax)+bx-1(xt-Xmax)≤F1 +，式中，GSF1表示各节点注入功率对第一线路的贡献度，GSF2表示各节点注入功率对第二线路的贡献度；bp-1表示回降直流对第一线路的贡献度，bx-1表示切机稳控策略对第一线路的贡献度，b2-1表示第二线路跳闸对第一线路的转移比；ε为直流功率注入因子，ε＝1；Pmax为回降直流最大可能动作值，Xmax为切机稳控策略最大可能动作值；F1 +为第一线路的最大有功极限值，F1 -为第一线路的最小有功极限值。
9.一种适用于交直流混联电网的经济调度装置，其特征在于，包括存储器和处理器，所述存储器用于存储至少一个程序，所述处理器用于加载所述至少一个程序以执行权利要求1-8任一项所述方法。
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