Page 58 - 《中国电力》2026年第4期

2026 年 第 59 卷

1 600 严重故障时频率或电压崩溃的风险；
5）风光电站出力存在显著的日内互补特性。
1 500 模型求解结果表明，直流外送功率曲线并未随风
直流外送功率/MW 1 400 常规约束； 光电站出力波动而产生明显跃变。流域水电机组

1 300
频率约束；
通 过 灵 活 调 度 有 效 平 抑 了 风 光 资 源 的 间 歇 性 波
1 200
频率-电压耦合
1 100 电压约束； 动，水风光协同互补运行，在一定程度上提高了
01:00 07:00 13:00 19:00 24:00 水风光综合基地的直流外送能力。
时刻
3.3 机组组合优化方案对比分析
图 5 第 1 回直流外送功率对比曲线
常规直流外送模型与本文所提频率-电压耦合
Fig. 5 Comparative curves of delivery power for HVDC1
直流功率外送模型的水电机组运行状态时序分布

1 500 图分别如图 8、图 9 所示。
直流外送功率/MW 1 400 常规约束； 32 32 3131 3030 31 323232 30 在线机组数；

1 300
平均开机数
频率约束；
31
1 200
均值：29.6
频率-电压耦合
29
1 100 电压约束； 在线机组数量/台 30 29 28 2929292929 29292929
01:00 07:00 13:00 19:00 24:00 28
时刻 27 2727 27
01:00 07:00 13:00 19:00 24:00
图 6 第 2 回直流外送功率对比曲线 时刻

Fig. 6 Comparative curves of delivery power for HVDC2
图 8 常规模型水电机组开机数分布
Fig. 8 Distribution of committed hydropower units in
3 000 conventional model
直流外送功率/MW 2 800 常规约束； 33 323232 32323232323232323232323232
在线机组数； 平均开机数
频率约束；
2 600
频率-电压耦合
3131
2 400 电压约束； 在线机组数量/台 32 31 均值：31.5
01:00 07:00 13:00 19:00 24:00 31
时刻 30303030 30
30
图 7 外送直流总功率对比曲线
01:00 07:00 13:00 19:00 24:00
Fig. 7 Comparative curves of aggregate delivery power 时刻
加时，流域梯级水电机组通过调度策略增加出力 图 9 频率-电压耦合模型水电机组开机数分布
以响应负荷变化，导致直流外送及频率调节能力 Fig. 9 Distribution of committed hydropower units in
frequency-voltage coupling model
降低。在添加频率支撑强度约束后，水电机组需
预留足够的备用容量参与系统一次调频，从而进 对比图 8、图 9 可知，仅考虑常规约束时，水
一步减少了其可外送的功率； 电机组 24 小时平均开机台数为 30 台；应用本文
3）添加电压支撑强度约束后，与常规直流外 所提频率-电压耦合直流外送模型后，平均开机台
送模型相比，各时段直流外送功率整体下降，但 数增至 32 台。可见，为保证系统的频率与电压支
降幅相对较小。由于新能源机组通常不具备主动 撑强度，调度方案增加了运行中的水电机组数量，
电压支撑能力，系统电压支撑任务主要由水电机 以提供更多的一次调频能力、惯量支撑和电压支
组承担，因此直流外送功率整体减少； 撑能力。

4）本文所提出的频率-电压支撑强度耦合的 3.4 频率和电压支撑强度有效性验证
直流外送能力评估模型同时考虑了水风光综合基 为验证频率、电压支撑强度约束的有效性，
地运行时的频率与电压支撑能力，所得直流外送 本文针对常规直流外送能力评估模型与本文所提
方案的总功率有所下降。该方案可在保证水风光 频率-电压耦合的直流外送能力评估模型，计算分
综合基地安全稳定运行的前提下，降低系统发生 析其关键频率安全指标（各时段系统等效惯量、

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