基于天然气网络管存的电-气综合能源系统韧性提升方法

摘要

本发明涉及电力系统运行与优化技术领域，具体涉及基于天然气网络管存的电‑气综合能源系统韧性提升方法：基于电‑气综合能源系统故障前后时序响应过程，将系统的韧性提升过程分为多个阶段，分析天然气管存在各阶段内的作用并建立各阶段内管存利用模型；建立电‑气综合能源系统内故障传递模型；建立电‑气综合能源系统运行模型；建立多种电‑气耦合设备运行模型；以最小化全过程加权电/气负荷切除量为主要目标，计算得到全场景下的电‑气综合能源系统的预防以及故障防卫响应策略。本发明所述方法提出了提高综合能源系统韧性水平的方法，保证了电‑气综合能源系统在故障下尽可能减小加权负荷切除量，提高了系统运行的安全性。

说明书

技术领域

本发明属于电力系统运行与优化领域，尤其涉及基于天然气网络管存的电-气综合能源系统韧性提升方法。

背景技术

随着燃气轮机(GT)和电力驱动的燃气压缩机的广泛使用，配电系统(PDS)和天然气系统(NGS)之间的耦合变得越来越紧密，形成了电-气综合能源系统(IEGS)。一方面，IEGS可以为客户提供高效、清洁和可持续的能源。另一方面，PDS和NGS之间的紧密耦合也给IEGS在极端天气事件下的可靠和安全运行带来了巨大的挑战，如飓风，通常会对关键基础设施造成严重破坏，导致长时间的停电。因此，如何提高IEGS在极端天气事件下的韧性已经成为一个重要的问题，并得到了广泛的关注。其中，韧性被定义为“准备和适应不断变化的条件，并承受和迅速恢复破坏的能力”。在提高IEGS的抗灾能力方面已经取得了相当大的进展，潜在的措施可以归类为网络加固措施和智能操作策略。

网络加固措施通常采用于极端天气事件前的数天，以加强IEGS中的薄弱环节，如输电线路和输气管道。智能操作策略从事件发生前几个小时开始执行，直到事件结束，目的是促进综合能源系统的应急响应和快速恢复。这些策略包括维修人员的调度、远程遥控开关或遥控阀门的开关操作、主动孤岛等。作为一种特殊形式的储气系统，天然气管存可用于提高综合能源系统的韧性。在发生故障后，健康管道内的管存可以用来满足天然气负荷和GT的消耗。鉴于极端天气事件下电力系统和天然气系统之间复杂的耦合作用，在多阶段防御和响应过程中，双向级联的故障传播过程往往对韧性提升策略的制定过程具有较大的影响。在一个子系统内发生的故障可能通过耦合设备传播到另一个子系统，从而影响到综合能源系统内的各种设施的运行。更糟糕的是，传播至另一系统内的故障可能会反过来重新传播至原子系统，从而极大地扩大了故障的影响范围。由于输电线路在极端天气下可能会出现故障，从而导致电力负荷被迫切除，并进一步诱发电驱动气体压缩机的强制停运。后一种情况可能导致GT的气体供应被迫中断，从而使得GT离线，并反过来引发更大范围内加权负荷切除。因此，在综合能源系统内需要综合利用多种资源，加速故障后的恢复过程，从而提升系统韧性水平。

发明内容

为了综合利用多种资源提升综合能源系统在极端天气事件下的韧性水平，本发明的目的在于提供基于天然气网络管存的电-气综合能源系统韧性提升方法，本文方法可以确保电-气综合能源系统在故障前提升系统内管存，为将要到来的极端天气事件做好准备。在极端天气事件袭击后，非故障区域内的管存可释放用于满足燃气负荷与GT需求。同时，电-气综合能源系统内的两个子系统可通过双向耦合设备进行协同恢复，最小化加权负荷切除量，提升系统韧性水平。具体技术方案包括以下步骤：

步骤1、将电-气综合能源系统的故障防御与恢复过程按照其物理演化过程，分为四个阶段：预防阶段、退化阶段、隔离阶段、恢复阶段。分析天然气管存在各阶段内作用，并根据设定的约束条件，建立各阶段内管存模型以及多种包含燃气涡轮机(GT)和电驱动气体压缩机的电-气耦合设备运行模型。其中，在预防阶段内，各气井增大出气量，提升输气管道内管存；在隔离阶段与恢复阶段，非故障区域内的输气管道管存将释放，用以满足负荷与GT需求，具体如下：

1.1、通过式(2)-(6)，建立预防阶段内节点气流平衡模型以及管存模型：

预防阶段内，气井增大出气量以提升管存，即

1.2、通过式(7)-(11)，建立隔离阶段内节点气流平衡模型以及管存模型：

隔离阶段内，管存将释放用于满足天然气负荷与GT的需求，即

恢复阶段内每一时段的节点气流平衡模型和管存模型与式(7)-(11)相同。

1.3、通过式(12)-(16)，建立预防阶段内系统内多种包含燃气涡轮机(GT)和电驱动气体压缩机的电-气耦合设备运行模型：

其中，η

步骤1.4、通过式(17)-(21)，建立隔离阶段内系统内多种包含燃气涡轮机(GT)和电驱动气体压缩机的电-气耦合设备运行模型：

其中，

(2)、根据设定的约束条件，建立包含预防阶段、退化阶段、隔离阶段、恢复阶段的不同阶段内电-气综合能源系统内故障传递模型，包括配电网/天然气网络内节点故障传递模型和天然气网络内输气管道故障状态识别模型。在故障发生后，只有处于非故障区域内的输气管道内管存可正常利用，以及处于非故障区域内的电-气耦合设备可正常运行，具体如下：

2.1、通过式(22)-(29)，建立退化阶段内系统内节点故障传递模型：

其中，f

2.2、通过式(30)-(33)，建立隔离阶段内输气管道故障状态识别模型：

其中，

(3)、根据设定的约束条件，建立包含预防阶段、退化阶段、隔离阶段、恢复阶段的不同阶段内电-气综合能源系统运行模型，包括配电网潮流约束，节点电压约束，机组出力上下限约束，天然气网潮流约束，节点气压约束，气井出气上下限约束等。

(4)、以最小化故障后系统内加权负荷切除量为目标，基于设定的预想事故集进行综合求解，解得使得故障场景内所有故障下，预防阶段、退化阶段、隔离阶段、恢复阶段四个阶段内电-气综合能源系统加权负荷损失最小的预防策略以及不同场景内的故障响应恢复策略，其中系统预防策略包括系统在预防阶段内的拓扑以及管存量，恢复策略包括不同阶段下系统拓扑变化情况，负荷切除情况，GT出力变化情况以及管存利用情况，以使得目标函数最小化为目标求取上述变量取值，具体如下：

通过式(1)建立目标函数：

其中，式(1)为电-气综合能源系统在故障场景集内所有场景下所有阶段内的加权负荷切除量；T

通过式(34)-(37)建立步骤4中目标函数内的惩罚项：

惩罚项W

本发明的有益效果：

本方法建立了极端天气事件下电-气综合能源系统的多阶段防御和响应模型，包括预防阶段、退化阶段、隔离阶段和恢复阶段，全面考虑了极端天气事件下电力系统和天然气系统的双向故障传播耦合关系，实现了两个子系统的协同恢复，有助于减轻极端天气事件的影响。天然气管存在多阶段过程中被用于协助综合能源系统的协同恢复。在极端天气事件发生前，天然气管存将被提升至较高水平。在极端天气事件发生后，在由非故障燃气节点所形成的孤岛内，天然气管存被释放以满足天然气负荷和GT的需求，从而提高系统在故障后的韧性水平。

附图说明

图1为本发明算例验证部分采用的电-气综合能源系统拓扑示意图。

图2为全场景下系统预防阶段拓扑示意图。

图3为系统在故障场景5下隔离阶段拓扑示意图。

图4为系统在故障场景5下恢复阶段拓扑示意图。

图5为故障场景5下系统内管存变化示意图。

具体实施方式

下面对本发明的具体实施方式做详细说明。本发明能够以很多不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似改进，因此本发明不受公开的具体实施例的限制。

除非另有定义，本文所使用的所有技术和科学术语与本发明所属技术领域的技术人员通常理解的含义相同。所使用的术语只为描述具体实施方式，不为限制本发明。

本发明提供的基于天然气网络管存的电-气综合能源系统韧性提升方法，其实施流程的详细说明如下：

基于天然气网络管存的电-气综合能源系统韧性提升方法，所述方法包括以下步骤：

步骤1、将电-气综合能源系统的故障防御与恢复过程按照其物理演化过程，分为四个阶段：预防阶段、退化阶段、隔离阶段、恢复阶段。分析天然气管存在各阶段内作用，并根据设定的约束条件，建立各阶段内管存模型以及多种包含燃气涡轮机(GT)和电驱动气体压缩机的电-气耦合设备运行模型。其中，在预防阶段内，各气井增大出气量，提升输气管道内管存；在隔离阶段与恢复阶段，非故障区域内的输气管道管存将释放，用以满足负荷与GT需求。

步骤2、根据设定的约束条件，建立包含预防阶段、退化阶段、隔离阶段、恢复阶段的不同阶段内电-气综合能源系统内故障传递模型，包括配电网/天然气网络内节点故障传递模型和天然气网络内输气管道故障状态识别模型。在故障发生后，只有处于非故障区域内的输气管道内管存可正常利用，以及处于非故障区域内的电-气耦合设备可正常运行。

步骤3、根据设定的约束条件，建立包含预防阶段、退化阶段、隔离阶段、恢复阶段的不同阶段内电-气综合能源系统运行模型，包括配电网潮流约束，节点电压约束，机组出力上下限约束，天然气网潮流约束，节点气压约束，气井出气上下限约束等。

步骤4、以最小化故障后系统内加权负荷切除量为目标，基于设定的预想事故集进行综合求解，解得使得故障场景内所有故障下，预防阶段、退化阶段、隔离阶段、恢复阶段四个阶段内电-气综合能源系统加权负荷损失最小的预防策略以及不同场景内的故障响应恢复策略，其中系统预防策略包括系统在预防阶段内的拓扑以及管存量，恢复策略包括不同阶段下系统拓扑变化情况，负荷切除情况，GT出力变化情况以及管存利用情况，以使得目标函数最小化为目标求取上述变量取值，目标函数表达式如式(1)所示：

其中，式(1)为电-气综合能源系统在故障场景集内所有场景下所有阶段内的加权负荷切除量；T

步骤1中，所述建立各阶段内管存模型以及多种包含燃气涡轮机(GT)和电驱动气体压缩机的电-气耦合设备运行模型包含以下步骤：

步骤1.1、通过式(2)-(6)，建立预防阶段内节点气流平衡模型以及管存模型：

预防阶段内，气井增大出气量以提升管存，即

步骤1.2、通过式(7)-(11)，建立隔离阶段内节点气流平衡模型以及管存模型：

隔离阶段内，管存将释放用于满足天然气负荷与GT的需求，即

恢复阶段内每一时段的节点气流平衡模型和管存模型与式(7)-(11)相同。

步骤1.3、通过式(12)-(16)，建立预防阶段内系统内多种包含燃气涡轮机(GT)和电驱动气体压缩机的电-气耦合设备运行模型：

其中，η

步骤1.4、通过式(17)-(21)，建立隔离阶段内系统内多种包含燃气涡轮机(GT)和电驱动气体压缩机的电-气耦合设备运行模型：

其中，

步骤2中，所述建立系统内节点故障传递模型和输气管道故障状态识别模型具体包含以下步骤：

步骤2.1、通过式(22)-(29)，建立退化阶段内系统内节点故障传递模型：

其中，f

步骤2.2、通过式(30)-(33)，建立隔离阶段内输气管道故障状态识别模型：

其中，

通过式(34)-(37)建立步骤4中目标函数内的惩罚项：

惩罚项W

具体应用案例：

步骤一：选取改进的33节点配电系统与改进的20节点天然气系统进行耦合用于算例验证部分，如图1所示。改进的33节点配电系统由1个变电站、32个负荷节点、37条输电线路和3个GT组成，实线表示电力线或燃气管道是闭合的，虚线表示是断开的，红线表示电力线和燃气管道上装有远程控制开关或远程控制阀门。节点1为变电站节点。系统中共有37条输电线路，3台GT分别安装在14、25和26号节点上，最大出力均设定为0.9MVA。系统总功率需求为3.715MW+2.3MVar，所有节点的电压幅值波动范围设定为[0.95,1.05]。改进的20节点天然气系统包含2个气井节点，12个燃气负荷节点，19条输气管道。系统总的燃气需求量为2.2840MSm3。此外，在管道9-10和管道17-18上分别安装有2台气体压缩机。10个故障场景随机生成，每个场景有4条输电线路和2条输气管道发生故障，概率均设定为0.1。

步骤二：建立电-气综合能源系统故障防御与响应过程数学模型，目标函数为最小化全过程中系统内加权负荷切除量，约束条件包括故障传递约束，系统运行约束，网络拓扑变动约束，管存利用约束，耦合设备运行约束等。

步骤三：使用GUROBI商业求解器进行高效求解并保证解的全局最优性，得到如图2所示系统在故障发生前的预防措施，和系统在不同故障下的故障恢复过程。图3、图4所示为系统在故障场景5下的故障恢复过程，图中所示结果可验证本文提出方法的有效性，即使得全过程中系统内加权负荷切除量最小，图5为全过程中系统内天然气管存的变化情况。

以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合穷举，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。

对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围，本发明的保护范围以所附权利要求为准。