CN108964143A - 一种电-气综合能源系统的天然气网络静态等值模型 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种电‑气综合能源系统的天然气网络静态等值模型，主要包括以下步骤：1)确定电‑气综合能源系统。2)建立考虑燃气轮机组等值有功出力限制的约束等值模型。3)建立天然气网络的气损等值模型。4)根据考虑燃气轮机组等值有功出力限制的约束等值模型和天然气网络的气损等值模型建立天然气网络静态潮流最优等值模型。本发明可以在不泄密的情况下有效保留天然气网络的各种约束，可以用于系统的经济调度和减少运行成本，可以在实现更高计算精度的同时降低电‑气综合能源系统的运行成本。

Description

一种电-气综合能源系统的天然气网络静态等值模型
技术领域
本发明涉及电-气综合能源系统领域，具体是一种电-气综合能源系统的天然气网络静态等值模型。
背景技术
近年来，电网中燃气轮机的装机容量显著的增长，与传统的燃煤机组相比，燃气轮机具有效率高、响应快、低排放等特点。随着燃气轮机装机容量的日益增长，天然气系统与电力系统的耦合也愈加紧密，天然气供应及价格对电网的安全和经济运行也有了显著的影响。由于燃气轮机具有较快的响应速度，在平衡电网中可再生能源的波动方面其也能发挥重要作用。天然气系统气源容量、气压的降低都将影响电力系统的安全运行。同时，燃气轮机的不同发电量也会影响天然气系统压缩机消耗的天然气。而传统的电力系统单独分析忽略了天然气系统的影响，导致计算结果可能产生较大误差。而在电-气综合能源系统的协同优化方面也存在问题，现有天然气系统与电力系统统一建模优化分析，未考虑电力系统与天然气系统分别属于不同的运营商负责管理，数据具有商业机密，获得整个电-气综合能源系统的全局信息目前还难以实现。现有基于交替迭代的电-气综合能源系统分布式计算方法，在构建分解协同交互机的基础上，采用交替迭代的思想对电-气综合能源系统进行优化分析，然而该方法存在着参数设定困难、收敛速度慢甚至不收敛的问题。
发明内容
本发明的目的是解决现有技术中存在的问题。
为实现本发明目的而采用的技术方案是这样的，一种电-气综合能源系统的天然气网络静态等值模型，主要包括以下步骤：
1)确定电-气综合能源系统。所述电-气综合能源系统由电力网络和天然气网络组成。
所述天然气网络中燃气轮机的总数记为N。天然气网络节点总数记为Nm。天然气网络中气源总数记为NS。天然气网络中压缩机总数记为NP。
所述电力网络的节点总数记为NA。
2)建立考虑燃气轮机组等值有功出力限制的约束等值模型。
建立考虑燃气轮机组等值有功出力限制的约束等值模型的主要步骤如下：
2.1)确定考虑燃气轮机组等值有功出力限制的约束等值模型的目标函数，即任意燃机轮机组组合消耗天然气流量最大的目标函数：
式中，分别为燃机轮机组组合消耗天然气流量的最大值。上标(1，2，...，N)表示燃机轮机组组合中燃机轮机的数目。FNGUi为第i台燃气轮机的耗气量。Max表示取最大值。i和j为任意燃气轮机序号。N为天然气网络中燃气轮机总数。
第i台燃气轮机的耗气量FNGUi如下所示：
式中，PNGUi为第i台燃气轮机的有功输出。αi、βi和γi为第i台燃气轮机的耗气系数。N为天然气网络中燃气机轮机的数量。GHV为高热值。i为任意燃气轮机。
2.2)建立天然气网络约束等值等式，即天然气网络的节点流量平衡方程，即：
式中，FSm为天然气节点m的气源流量。FNGUm为天然气节点m的燃气轮机消耗的流量。FLm为天然气节点m的气负荷。Nm为天然气网络中节点总数。m和n为天然气节点。其中，n∈m表示天然气节点n为与天然气节点m相连的节点。Fmn为天然气管道流量。FCmn为流过压缩机的流量。τCmn为压缩机天然气流量。sgnτ(m,n)为符号函数。
符号函数sgnτ(m,n)的取值如下所示：
式中，πm和πn分别为节点m和n的气压。m和n为天然气节点。
天然气管道流量Fmn如下所示：
式中，kmn为和天然气管道内径、长度、效率、压缩因子相关的常数。smn表示天然气管道流量方向。πm和πn分别为节点m和n的气压。m和n为天然气节点。
其中，天然气管道流量方向smn如下所示：
式中，πm和πn分别为节点m和n的气压。m和n为天然气节点。
压缩机天然气流量τCmn如下所示：
式中，αCmn、βCmn和γCmn均为功率转化效率常数。HCmn为压缩机消耗的功率。
压缩机消耗的功率HCmn如下所示：
式中，Bmn为压缩机系数。Zmn为压缩机压缩因子相关的常数。πm和πn分别为节点m和n的气压。FCmn为流过压缩机的流量。
2.3)建立天然气网络约束等值不等式。所述天然气网络约束等值不等式主要包括气源容量不等式、节点气压不等式和压缩机气压变比不等式。
气源容量不等式如下所示：
式中，为气源容量下限。为气源容量上限。NS为天然气网络中气源总数。a为任意气源序号。
节点气压不等式如下所示：
式中，为节点气压下限。为节点气压上限。Nm为天然气网络中节点总数。d为任意节点序号。
压缩机气压变比不等式如下所示：
式中，为压缩机气压变比上限。为压缩机气压变比下限。NP为天然气网络中压缩机总数。e为任意压缩机序号。
2.4)根据目标函数、天然气网络约束等值等式和天然气网络约束等值不等式建立燃气轮机组的约束等值有功输出最优模型。燃气轮机组的约束等值有功输出最优模型的输出即为燃气轮机最大等值有功输出。
燃气轮机最大等值有功输出如下所示：
式中，PNGUi为第i台燃气轮机的有功输出。上标(1，2，...，N)表示燃机轮机组组合中燃机轮机的数目。i和j为任意燃机轮机序号。N为天然气网络中燃气轮机总数。
3)建立天然气网络的气损等值模型。
建立气损等值模型的主要步骤如下：
3.1)追踪天然气网络中燃气轮机供气路径。
所述供气路径为从气源到燃气轮机的天然气传输通道。所述供气路径主要由气源、天然气管道、压缩机、天然气负荷和燃气轮机组成。
所述气源将储存的天然气供给燃气轮机做功，是供气路径的起始点。
所述天然气管道将储存的天然气运输给燃气轮机和负荷。其中，天然气管道首端的气压πF1大于天然气管道末端的气压πT1。
所述压缩机使天然气管道压力保持在预期水平。压缩机首端的气压πF2小于压缩机末端的气压πT2。
所述天然气负荷消耗天然气。
所述燃气轮机为供气路径末节点。所述燃气轮机消耗天然气。
所述燃气轮机的供气路径主要由节点气压和原件类型确定。
追踪燃气轮机供气路径的主要步骤如下：
3.1.1)输入天然气潮流数据。确定天然气网络的末节点I。
3.1.2)追踪和末节点I相邻的节点。
3.1.3)根据天然气网络分支信息判断节点原件类别。
3.1.4)选择有效相邻节点II，即选择满足πF1>πT1或πF2<πT2的节点。
3.1.5)将有效相邻节点II定义为新的末节点。
3.1.6)返回步骤3.1.3)，直至末节点不存在有效相邻节点，则依次将末节点I、所有有效相邻节点和新末节点连接起来的一条路径即为一条供气路径。
3.2)根据气损灵敏度确定天然气网络中燃气轮机供气路径的优先级。气损灵敏度越低，对应的燃气轮机供气路径优先级越高。
g号压缩机相对于i号燃气轮机的气损灵敏度如下所示：
式中，上标g表示传输过程中的第g台压缩机。HCmn为压缩机消耗的功率。FNGUi为第i台燃气轮机的耗气量。τCmn为压缩机天然气流量。
将公式(7)、(8)代入(13)中，计算得到g号压缩机相对于i号燃气轮机的气损灵敏度如下所示：
式中，FNGUi为第i台燃气轮机的耗气量。βCmn和γCmn均为功率转化效率常数。为通过压缩机的负荷能量流。
其中，中间系数如下所示：
式中，为g号压缩机系数。Zmn为压缩机压缩因子相关的常数。πm和πn分别为节点m和n的气压。
根据g号压缩机相对于i号燃气轮机的气损灵敏度计算第i台燃气轮机供气路径的总气损灵敏度第i台燃气轮机供气路径的总气损灵敏度如下所示：
式中，NR为第i台燃气轮机供气路径中的压缩机数目。为g号压缩机相对于i号燃气轮机的气损灵敏度。g为任意第i台燃气轮机供气路径中的压缩机序号。
3.3)计算压缩机气损，主要步骤如下：
3.3.1)选择u号燃气轮机优先级最高的路径，计算该路径的最大可供气量
供气点供给u号燃气轮机的天然气量如下所示：
式中，Sm为气源供给v号燃气轮机的可供气量。NX为由Sm供给的燃气轮机数目。FNGUu为第u台燃气轮机的耗气量。FNGUv为第v台燃气轮机的耗气量。u和v为任意由Sm供给的燃气轮机序号。
3.3.2)计算由燃气轮机导致的压缩机气损LossCmn。由燃气轮机导致的压缩机气损LossCmn如下所示：
式中，为由燃气轮机造成的压缩机气损。为由天然气负荷造成的压缩机气损。NC为气流流过压缩机的燃气轮机数目。k为任意气流流过压缩机的燃气轮机序号。αCmn、βCmn和γCmn均为功率转化效率常数。为第k台燃气轮机的耗气量。FL-Cmn为。FL-C为。
3.3.3)分别根据公式19和公式20计算k号燃气轮机造成的压缩机气损和k号燃气轮机造成的所有压缩机气损
k号燃气轮机造成的压缩机气损如下所示：
式中，为由天然气负荷造成的压缩机气损。NC为气流流过压缩机的燃气轮机数目。k为任意气流流过压缩机的燃气轮机序号。
k号燃气轮机造成的所有压缩机气损如下所示：
式中，为k号燃气轮机造成的压缩机气损。Nm为天然气网络中节点总数。m和n为天然气节点。
3.3.4)分别根据公式21和公式22计算k号燃气轮机仍需的天然气量和气源的剩余可用容量
k号燃气轮机仍需的天然气量如下所示：
式中，FNGUk为第k台燃气轮机的耗气量。
气源的剩余可用容量如下所示：
式中，NX为由Sm供给的燃气轮机数目。FNGUv为第v台燃气轮机的耗气量。Sm为气源供给v号燃气轮机的可供气量。
3.3.5)若此时k号燃气轮机天然气需求量为0，则由公式(18)-公式(20)计算得到的气损为最终压缩机气损值。若k号燃气轮机天然气需求量不为0，则返回步骤3.3.1寻找优先级次高的供气路径继续计算，直到i的天然气需求量为0。
4)根据考虑燃气轮机组等值有功出力限制的约束等值模型和天然气网络的气损等值模型建立天然气网络静态潮流最优等值模型。
建立最优潮流模型的主要步骤如下：
4.1)确定天然气网络静态潮流最优等值模型的目标函数Minf，使电网的发电成本、天然气网络的气损达到最小。
目标函数Minf如下所示：
式中，fi(PNGUi)为第i台燃气轮机的发电成本。为第i台燃气轮机造成的气损成本。fl(PGl)为非燃气轮机的发电成本。N为天然气网络中燃气轮机总数。NG为非燃气轮机的个数。r为任意非燃气轮机序号。
4.2)分别建立考虑有功功率和无功功率的约束潮流约束等式。
考虑有功功率的约束潮流约束等式如下所示：
式中，Px为节点x的注入有功功率。Ux∠δx为节点x的电压。δxy为节点x和节点y之间的电压相角。Uy∠δy为节点y的电压。Gxy+jBxy为节点导纳矩阵第x行、第y列的元素。NA为电力网络节点总数。
式中，Qx为节点x的注入无功功率。Ux∠δx为节点x的电压。δxy为节点x和节点y之间的电压相角。Uy∠δy为节点y的电压。Gxy+jBxy为节点导纳矩阵第x行、第y列的元素。NA为电力网络节点总数。
4.3)建立约束不等式。
燃气轮机等值有功输出约束不等式如下所示：
式中，PNGUi为第i台燃气轮机的有功输出。为第i台燃气轮机的有功输出上限。PNGUj为第j台燃气轮机的有功输出。为第j台燃气轮机的有功输出与第i台燃气轮机的有功输出之和的上限。为N台燃气轮机的有功输出和的上限。i和j为任意燃气轮机序号。N为天然气网络中燃气轮机总数。为天然气网络中所有燃气轮机的有功功率。
发电机组的容量约束分别如公式27至公式30所示，即：
式中，为第i台燃气轮机的有功输出下限。为第i台燃气轮机的有功输出上限。PNGUi为第i台燃气轮机的有功输出。
式中，为第i台燃气轮机的无功输出下限。为第i台燃气轮机的无功输出上限。QNGUi为第i台燃气轮机的无功输出。
式中，为第r台非燃气轮机的有功输出下限。为第r台非燃气轮机的有功输出上限。PGr为第r台非燃气轮机的有功输出。NG为非燃气轮机的个数。
式中，为第r台非燃气轮机的无功输出下限。为第r台非燃气轮机的无功输出上限。QGr为第r台非燃气轮机的无功输出。NG为非燃气轮机的个数。
电力网络节点电压约束如下所示：
为电力网络节点x的电压下限。为电力网络节点x的电压上限。Ux∠δx为节点x的电压。NA为电力网络节点总数。
传输线流量约束如下所示：
式中，为支路l的传输线流量下限。为支路l的传输线流量上限。Tl为支路l的传输线流量。NL为支路总数。
本发明的技术效果是毋庸置疑的。本发明提出了一种针对电-气综合能源系统的新静态模型，该模型的优点有以下三点：第一，模型考虑了一系列燃气轮机有功输出约束，可以在不泄密的情况下有效保留天然气网络的各种约束。第二，提出的气损等值模型可以表示由燃气轮机造成的天然气损耗，该模型可以用于系统的经济调度和减少运行成本。第三，基于约束等值模型和气损等值模型的最优潮流法可以在实现更高计算精度的同时降低电-气综合能源系统的运行成本。
附图说明
图1为约束等值模型概念图；
图2为燃气轮机供气路径中的基本原件；
图3为追踪燃气轮机供气路径的流程图；
图4为计算燃气轮机造成气损的流程图；
图5为12节点天然气系统图。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步说明，但不应该理解为本发明上述主题范围仅限于下述实施例。在不脱离本发明上述技术思想的情况下，根据本领域普通技术知识和惯用手段，做出各种替换和变更，均应包括在本发明的保护范围内。
实施例1：
参见图1至图4，一种电-气综合能源系统的天然气网络静态等值模型，主要包括以下步骤：
1)确定电-气综合能源系统。所述电-气综合能源系统由电力网络和天然气网络组成。
所述天然气网络中燃气轮机的总数记为N。天然气网络节点总数记为Nm。天然气网络中气源总数记为NS。天然气网络中压缩机总数记为NP。
所述电力网络的节点总数记为NA。
2)建立考虑燃气轮机组等值有功出力限制的约束等值模型。
建立考虑燃气轮机组等值有功出力限制的约束等值模型的主要步骤如下：
2.1)确定考虑燃气轮机组等值有功出力限制的约束等值模型的目标函数，即任意燃机轮机组组合消耗天然气流量最大的目标函数：
式中，分别为燃机轮机组组合消耗天然气流量的最大值。上标(1，2，...，N)表示燃机轮机组组合中燃机轮机的数目。例如，表示燃机轮机组组合中燃机轮机的数目为1，表示燃机轮机组组合中燃机轮机的数目为2，依次类推，表示燃机轮机组组合中燃机轮机的数目为N。FNGUi为第i台燃气轮机的耗气量。Max表示取最大值。i和j为任意燃气轮机序号。N为天然气网络中燃气轮机总数。
第i台燃气轮机的耗气量FNGUi如下所示：
式中，PNGUi为第i台燃气轮机的有功输出。αi、βi和γi为第i台燃气轮机的耗气系数。N为天然气网络中燃气机轮机的数量。GHV为高热值。i为任意燃气轮机。
2.2)建立天然气网络约束等值等式，即天然气网络的节点流量平衡方程，即：
式中，FSm为天然气节点m的气源流量。FNGUm为天然气节点m的燃气轮机消耗的流量。FLm为天然气节点m的气负荷。Nm为天然气网络中节点总数。m和n为天然气节点。其中，n∈m表示天然气节点n为与天然气节点m相连的节点。Fmn为天然气管道流量。FCmn为流过压缩机的流量。τCmn为压缩机天然气流量。sgnτ(m,n)为符号函数。
符号函数sgnτ(m,n)的取值如下所示：
式中，πm和πn分别为节点m和n的气压。m和n为天然气节点。
天然气管道流量Fmn如下所示：
式中，kmn为和天然气管道内径、长度、效率、压缩因子相关的常数。smn表示天然气管道流量方向。πm和πn分别为节点m和n的气压。m和n为天然气节点。
其中，天然气管道流量方向smn如下所示：
式中，πm和πn分别为节点m和n的气压。m和n为天然气节点。
压缩机天然气流量τCmn如下所示：
式中，αCmn、βCmn和γCmn均为功率转化效率常数。HCmn为压缩机消耗的功率。
压缩机消耗的功率HCmn如下所示：
式中，Bmn为压缩机系数。Zmn为压缩机压缩因子相关的常数。πm和πn分别为节点m和n的气压。FCmn为流过压缩机的流量。
2.3)建立天然气网络约束等值不等式。所述天然气网络约束等值不等式主要包括气源容量不等式、节点气压不等式和压缩机气压变比不等式。
气源容量不等式如下所示：
式中，为气源容量下限。为气源容量上限。NS为天然气网络中气源总数。a为任意气源序号。
节点气压不等式如下所示：
式中，为节点气压下限。为节点气压上限。Nm为天然气网络中节点总数。d为任意节点序号。
压缩机气压变比不等式如下所示：
式中，为压缩机气压变比上限。为压缩机气压变比下限。NP为天然气网络中压缩机总数。e为任意压缩机序号。
2.4)根据目标函数、天然气网络约束等值等式和天然气网络约束等值不等式建立燃气轮机组的约束等值有功输出最优模型。燃气轮机组的约束等值有功输出最优模型的输出即为燃气轮机最大等值有功输出。
燃气轮机最大等值有功输出如下所示：
式中，PNGUi为第i台燃气轮机的有功输出。上标(1，2，...，N)表示燃机轮机组组合中燃机轮机的数目。i和j为任意燃机轮机序号。N为天然气网络中燃气轮机总数。
3)建立天然气网络的气损等值模型。
建立气损等值模型的主要步骤如下：
3.1)追踪天然气网络中燃气轮机供气路径。
所述供气路径为从气源到燃气轮机的天然气传输通道。所述供气路径主要由气源、天然气管道、压缩机、天然气负荷和燃气轮机组成。
所述气源将储存的天然气供给燃气轮机做功，是供气路径的起始点。
所述天然气管道将储存的天然气运输给燃气轮机和负荷。其中，天然气管道首端的气压πF1大于天然气管道末端的气压πT1。
所述压缩机使天然气管道压力保持在预期水平。压缩机首端的气压πF2小于压缩机末端的气压πT2。
所述天然气负荷消耗天然气。
所述燃气轮机为供气路径末节点。所述燃气轮机消耗天然气。
所述燃气轮机的供气路径主要由节点气压和原件类型确定。
追踪燃气轮机供气路径的主要步骤如下：
3.1.1)输入天然气潮流数据。确定天然气网络的末节点I。
3.1.2)追踪和末节点I相邻的节点。
3.1.3)根据天然气网络分支信息判断节点原件类别。
3.1.4)选择有效相邻节点II，即选择满足πF1>πT1或πF2<πT2的节点。
3.1.5)将有效相邻节点II定义为新的末节点。
3.1.6)返回步骤3.1.3)，直至末节点不存在有效相邻节点，则依次将末节点I、所有有效相邻节点和不再具有有效相邻节点的新末节点连接起来组成一条路径，该路径即为一条供气路径。
3.2)供气路径的优先级是传输过程中由燃气轮机导致压缩机的气损决定的。气损灵敏度描述了压缩机相对于燃气轮机的气损，可以用以识别气体传输的最优路径。根据气损灵敏度确定天然气网络中燃气轮机供气路径的优先级。气损灵敏度越低，对应的燃气轮机供气路径优先级越高。
g号压缩机相对于i号燃气轮机的气损灵敏度如下所示：
式中，上标g表示传输过程中的第g台压缩机。HCmn为压缩机消耗的功率。FNGUi为第i台燃气轮机的耗气量。τCmn为压缩机天然气流量。
将公式(7)、(8)代入(13)中，计算得到g号压缩机相对于i号燃气轮机的气损灵敏度如下所示：
式中，FNGUi为第i台燃气轮机的耗气量。βCmn和γCmn均为功率转化效率常数。为通过压缩机的负荷能量流。
其中，中间系数如下所示：
式中，为g号压缩机系数。Zmn为压缩机压缩因子相关的常数。πm和πn分别为节点m和n的气压。
根据g号压缩机相对于i号燃气轮机的气损灵敏度计算第i台燃气轮机供气路径的总气损灵敏度第i台燃气轮机供气路径的总气损灵敏度如下所示：
式中，NR为第i台燃气轮机供气路径中的压缩机数目。为g号压缩机相对于i号燃气轮机的气损灵敏度。g为任意第i台燃气轮机供气路径中的压缩机序号。
3.3)计算压缩机气损，主要步骤如下：
3.3.1)选择u号燃气轮机优先级最高的路径，计算该路径的最大可供气量
供气点供给u号燃气轮机的天然气量如下所示：
式中，Sm为气源供给v号燃气轮机的可供气量。NX为由Sm供给的燃气轮机数目。FNGUu为第u台燃气轮机的耗气量。FNGUv为第v台燃气轮机的耗气量。u和v为任意由Sm供给的燃气轮机序号。
3.3.2)计算由燃气轮机导致的压缩机气损LossCmn。由燃气轮机导致的压缩机气损LossCmn如下所示：
式中，为由燃气轮机造成的压缩机气损。为由天然气负荷造成的压缩机气损。NC为气流流过压缩机的燃气轮机数目。k为任意气流流过压缩机的燃气轮机序号。αCmn、βCmn和γCmn均为功率转化效率常数。为第k台燃气轮机的耗气量。FL-Cmn为。FL-C为。
3.3.3)分别根据公式19和公式20计算k号燃气轮机造成的压缩机气损和k号燃气轮机造成的所有压缩机气损
k号燃气轮机造成的压缩机气损如下所示：
式中，为由天然气负荷造成的压缩机气损。NC为气流流过压缩机的燃气轮机数目。k为任意气流流过压缩机的燃气轮机序号。
k号燃气轮机造成的所有压缩机气损如下所示：
式中，为k号燃气轮机造成的压缩机气损。Nm为天然气网络中节点总数。m和n为天然气节点。
3.3.4)分别根据公式21和公式22计算k号燃气轮机仍需的天然气量和气源的剩余可用容量
k号燃气轮机仍需的天然气量如下所示：
式中，FNGUk为第k台燃气轮机的耗气量。
气源的剩余可用容量如下所示：
式中，NX为由Sm供给的燃气轮机数目。FNGUv为第v台燃气轮机的耗气量。Sm为气源供给v号燃气轮机的可供气量。
3.3.5)若此时k号燃气轮机天然气需求量为0，则由公式(18)-公式(20)计算得到的气损为最终压缩机气损值。若k号燃气轮机天然气需求量不为0，则返回步骤3.3.1寻找优先级次高的供气路径继续计算，直到i的天然气需求量为0。
4)根据考虑燃气轮机组等值有功出力限制的约束等值模型和天然气网络的气损等值模型建立天然气网络静态潮流最优等值模型。
建立最优潮流模型的主要步骤如下：
4.1)确定天然气网络静态潮流最优等值模型的目标函数Minf，使电网的发电成本、天然气网络的气损达到最小。
目标函数Minf如下所示：
式中，fi(PNGUi)为第i台燃气轮机的发电成本。为第i台燃气轮机造成的气损成本。fl(PGl)为非燃气轮机的发电成本。N为天然气网络中燃气轮机总数。NG为非燃气轮机的个数。r为任意非燃气轮机序号。
4.2)分别建立考虑有功功率和无功功率的约束潮流约束等式。
考虑有功功率的约束潮流约束等式如下所示：
式中，Px为节点x的注入有功功率。Ux∠δx为节点x的电压。δxy为节点x和节点y之间的电压相角。Uy∠δy为节点y的电压。Gxy+jBxy为节点导纳矩阵第x行、第y列的元素。NA为电力网络节点总数。
式中，Qx为节点x的注入无功功率。Ux∠δx为节点x的电压。δxy为节点x和节点y之间的电压相角。Uy∠δy为节点y的电压。Gxy+jBxy为节点导纳矩阵第x行、第y列的元素。NA为电力网络节点总数。
4.3)建立约束不等式。
燃气轮机等值有功输出约束不等式如下所示：
式中，PNGUi为第i台燃气轮机的有功输出。为第i台燃气轮机的有功输出上限。PNGUj为第j台燃气轮机的有功输出。为第j台燃气轮机的有功输出与第i台燃气轮机的有功输出之和的上限。为N台燃气轮机的有功输出和的上限。i和j为任意燃气轮机序号。N为天然气网络中燃气轮机总数。为天然气网络中所有燃气轮机的有功功率。
发电机组的容量约束分别如公式27至公式30所示，即：
式中，为第i台燃气轮机的有功输出下限。为第i台燃气轮机的有功输出上限。PNGUi为第i台燃气轮机的有功输出。
式中，为第i台燃气轮机的无功输出下限。为第i台燃气轮机的无功输出上限。QNGUi为第i台燃气轮机的无功输出。
式中，为第r台非燃气轮机的有功输出下限。为第r台非燃气轮机的有功输出上限。PGr为第r台非燃气轮机的有功输出。NG为非燃气轮机的个数。
式中，为第r台非燃气轮机的无功输出下限。为第r台非燃气轮机的无功输出上限。QGr为第r台非燃气轮机的无功输出。NG为非燃气轮机的个数。
电力网络节点电压约束如下所示：
为电力网络节点x的电压下限。为电力网络节点x的电压上限。Ux∠δx为节点x的电压。NA为电力网络节点总数。
传输线流量约束如下所示：
式中，为支路l的传输线流量下限。为支路l的传输线流量上限。Tl为支路l的传输线流量。NL为支路总数。
实施例2：
参见图5，一种电-气综合能源系统的天然气网络静态等值模型的仿真实验，主要包括以下步骤：
1)根据实施例1建立电-气综合能源系统的天然气网络静态等值模型。
2)运用IEEE14-NGN12系统(IEEE14节点系统和12节点天然气系统)测试实施例1提出的约束等值模型、气损等值模型和最优潮流模型。
12节点天然气系统包括10条管道，2台压缩机，3个气源和9个负荷，气源的总容量为1080MMCFD。L4-L9的总耗气量为800MMCFD，L1-L3为燃气轮机NGU1、NGU2、NGU3的耗气量，IEEE14节点系统和NGN12节点系统通过燃气轮机相连。IEEE14中的1、3、8号发电机分别为NGU1、NGU2、NGU3。
气体消耗系数：α＝0.01,β＝32.63,γ＝129.97。
高热值：GHV＝1015SCF/Btu。
2)通过下面四种方法计算IEEE14-NGN12系统。
M0：对整个电-气综合能源系统进行最优潮流计算，综合考虑电网中的发电成本和天然气网中的气损。
M1：对整个电-气综合能源系统进行最优潮流计算，考虑发电成本。
M2：只对电网进行单独最优潮流计算，忽略天然气网的影响。
M3：对电网进行最优潮流计算，使用约束等值模型保留天然气网的影响。
M4：对电网进行最优潮流计算，使用约束等值模型和气损等值模型，充分保留天然气网的影响
3)约束等值模型的计算
通过实施例1提出的约束等值模型计算NGN12系统中的等值有功出力约束，表1列出了燃气轮机的等值有功出力上限约束和容量约束。可以看到NGU1的有功出力上限为160.75MW，这意味着在允许范围内天然气网络在最大程度下能供应NGU1产生160.75MW的电。但注意到NGU1的容量约束仅有150MW，因此150MW为NGU1的有效约束。
相对地，三台燃气轮机的总最大有功出力为164.49MW，三台机组的总容量为410MW，这样使得三台机组的有效约束变为164.49MW。可以看出如果忽略了天然气网的约束而只考虑机组容量约束，将错误地将410MW作为其有效约束。这意味着只考虑电力系统分析而忽略天然气网约束可能会导致相当大的误差。
表1 燃气轮机的等值最大有功出力和容量(MW)
燃气轮机 等值最大有功出力 容量 有效约束
NGU1 160.75 150 150
NGU2 160.40 160 160
NGU3 161.88 90 90
NGU1+NGU2 162.56 320 162.56
NGU1+NGU3 164.49 250 164.49
NGU2+NGU3 163.31 250 163.31
NGU1+NGU2+NGU3 164.49 410 164.49
4)气损模型的计算
通过实施例1提出的气损等值模型计算得到NGN12系统中不同供气路径的气损灵敏度，如表2所示。越小的灵敏度代表越高的供气优先级，例如对于NGU2路径5-4-3的气损灵敏度为0，表示从节点3的气源到节点5的燃气轮机是天然气供给的最佳路径，因为该路径没有压缩机、不会产生气体损耗。
表2 燃气轮机的供气路径及其优先级
基于上面数据，可以通过气损等值模型计算出由燃气轮机造成的气体损耗，计算结果如表3所示。可以看到三台机组的总气体消耗量为120MMCFD，但是三台机组不同消耗量组合会产生不同的气损，表中气损最大值为10.88MMCFD，最小值为8.05MMCFD。该结果表明燃气轮机有功出力的改变会触发压缩机气体消耗量的改变。考虑气损的最优潮流法可以降低电-气综合能源系统的运行成本。
表3 燃气轮机造成的气损(MMCFD)
NGU1 20 20 20 40 40 40 60 60
NGU2 40 50 60 20 40 60 20 40
NGU3 60 50 40 60 40 20 40 20
气损 9.44 8.64 8.06 10.88 9.30 8.05 10.81 9.21
5)最优潮流法之间的比较
运用M0-M4五种模型对IEEE14-NGN12系统进行最优潮流计算，计算结果见表4。M0中对全网统一进行最优潮流计算具有最高的准确率，在计算中作为基准参考值。从表中可以看到M4的最大绝对误差仅为1.44MW，相比M1、M2、M3的31.43MW、78.34MW、35.76MW具有很大优势。M1、M3结果的相似也说明了本专利提出的约束等值模型可以有效计及天然气网的约束。M1、M3产生较大误差的原因为它们都忽略了气损的影响。M2因为既没有考虑天然气网络约束和气损影响，产生了更大的误差。
表4 不同模型下系统的发电机有功出力情况(MW)
发电机节点 M0 M1 M2 M3 M4
1 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
2 90.00 90.00 90.00 90.00 90.00
3 68.31 80.14 117.31 80.70 69.74
4 120.00 88.57 41.66 84.24 120.00
5 51.76 70.14 79.24 73.79 50.32
仍用五种模型计算该系统包括发电机成本、天然气气损成本和总成本在内的运行成本情况，结果见表5。发现M0和M4的总成本小于M1、M3且最为接近，这是因为M1和M3在最优潮流的计算过程中忽略了燃气轮机造成的气损成本，即使M1和M3的发电机成本稍小，天然气损耗成本却大过M0、M4很多。M2计算得到的燃气轮机发电机出力为206.55MW，但是由于在允许范围内NGU1、NGU2、NGU3总共只能发电164.49MW，因此其气网潮流不具有可行解。
表5 不同模型下系统的运行成本($)
Cost M0 M1 M2 M3 M4
发电机成本 5738.06 5711.73 5694.79 5708.90 5738.07
气损成本 143.99 199.27 - 207.13 144.00
总成本 5882.05 5911.00 - 5916.03 5882.07
仿真结果证实了电-气综合能源系统的天然气网络静态等值模型的有效性。

Claims (7)

1.一种电-气综合能源系统的天然气网络静态等值模型，其特征在于，主要包括以下步骤：
1)确定所述电-气综合能源系统；所述电-气综合能源系统由电力网络和天然气网络组成；
2)建立考虑燃气轮机组等值有功出力限制的约束等值模型；
3)建立天然气网络的气损等值模型；
4)根据考虑燃气轮机组等值有功出力限制的约束等值模型和天然气网络的气损等值模型建立天然气网络静态潮流最优等值模型。
2.根据权利要求1所述的一种电-气综合能源系统的天然气网络静态等值模型，其特征在于：所述天然气网络中燃气轮机的总数记为N；天然气网络节点总数记为Nm；天然气网络中气源总数记为NS；天然气网络中压缩机总数记为NP；
所述电力网络的节点总数记为NA。
3.根据权利要求1所述的一种电-气综合能源系统的天然气网络静态等值模型，其特征在于，建立考虑燃气轮机组等值有功出力限制的约束等值模型的主要步骤如下：
1)确定考虑燃气轮机组等值有功出力限制的约束等值模型的目标函数，即任意燃机轮机组组合消耗天然气流量最大的目标函数：
式中，分别为燃机轮机组组合消耗天然气流量的最大值；上标(1，2，...，N)表示燃机轮机组组合中燃机轮机的数目；FNGUi为第i台燃气轮机的耗气量；Max表示取最大值；i和j为任意燃气轮机序号；N为天然气网络中燃气轮机总数；
第i台燃气轮机的耗气量FNGUi如下所示：
式中，PNGUi为第i台燃气轮机的有功输出；αi、βi和γi为第i台燃气轮机的耗气系数；N为天然气网络中燃气机轮机的数量；GHV为高热值；i为任意燃气轮机；
2)建立天然气网络约束等值等式，即天然气网络的节点流量平衡方程，即：
式中，FSm为天然气节点m的气源流量；FNGUm为天然气节点m的燃气轮机消耗的流量；FLm为天然气节点m的气负荷；Nm为天然气网络中节点总数；m和n为天然气节点；n∈m表示天然气节点n为与天然气节点m相连的节点；Fmn为天然气管道流量；FCmn为流过压缩机的流量；τCmn为压缩机天然气流量；sgnτ(m,n)为符号函数；
符号函数sgnτ(m,n)的取值如下所示：
式中，πm和πn分别为节点m和n的气压；m和n为天然气节点；
天然气管道流量Fmn如下所示：
式中，kmn为和天然气管道内径、长度、效率、压缩因子相关的常数；smn表示天然气管道流量方向；πm和πn分别为节点m和n的气压；m和n为天然气节点；
其中，天然气管道流量方向smn如下所示：
式中，πm和πn分别为节点m和n的气压；m和n为天然气节点；
压缩机天然气流量τCmn如下所示：
式中，αCmn、βCmn和γCmn均为功率转化效率常数；HCmn为压缩机消耗的功率；
压缩机消耗的功率HCmn如下所示：
式中，Bmn为压缩机系数；Zmn为压缩机压缩因子相关的常数；πm和πn分别为节点m和n的气压；FCmn为流过压缩机的流量；
3)建立天然气网络约束等值不等式；所述天然气网络约束等值不等式主要包括气源容量不等式、节点气压不等式和压缩机气压变比不等式；
气源容量不等式如下所示：
式中，为气源容量下限；为气源容量上限；NS为天然气网络中气源总数；a为任意气源序号；
节点气压不等式如下所示：
式中，为节点气压下限；为节点气压上限；Nm为天然气网络中节点总数；d为任意节点序号；
压缩机气压变比不等式如下所示：
式中，为压缩机气压变比上限；为压缩机气压变比下限；NP为天然气网络中压缩机总数；e为任意压缩机序号；
4)根据目标函数、天然气网络约束等值等式和天然气网络约束等值不等式建立燃气轮机组的约束等值有功输出最优模型；燃气轮机组的约束等值有功输出最优模型的输出即为燃气轮机最大等值有功输出；
燃气轮机最大等值有功输出如下所示：
式中，PNGUi为第i台燃气轮机的有功输出；上标(1，2，...，N)表示燃机轮机组组合中燃机轮机的数目；i和j为任意燃机轮机序号；N为天然气网络中燃气轮机总数。
4.根据权利要求1所述的一种电-气综合能源系统的天然气网络静态等值模型，其特征在于，建立气损等值模型的主要步骤如下：
1)追踪天然气网络中燃气轮机供气路径；
2)根据气损灵敏度确定天然气网络中燃气轮机供气路径的优先级；气损灵敏度越低，对应的燃气轮机供气路径优先级越高；
g号压缩机相对于i号燃气轮机的气损灵敏度如下所示：
式中，上标g表示传输过程中的第g台压缩机；HCmn为压缩机消耗的功率；FNGUi为第i台燃气轮机的耗气量；τCmn为压缩机天然气流量；
将公式(7)、(8)代入(13)中，计算得到g号压缩机相对于i号燃气轮机的气损灵敏度如下所示：
式中，FNGUi为第i台燃气轮机的耗气量；βCmn和γCmn均为功率转化效率常数；为通过压缩机的负荷能量流；其中中间系数可通过下式表示：
式中，为g号压缩机系数；Zmn为压缩机压缩因子相关的常数；πm和πn分别为节点m和n的气压；
根据g号压缩机相对于i号燃气轮机的气损灵敏度计算第i台燃气轮机供气路径的总气损灵敏度第i台燃气轮机供气路径的总气损灵敏度如下所示：
式中，NR为第i台燃气轮机供气路径中的压缩机数目；为g号压缩机相对于i号燃气轮机的气损灵敏度；g为任意第i台燃气轮机供气路径中的压缩机序号；
3)计算压缩机气损，主要步骤如下：
3.1)选择u号燃气轮机优先级最高的路径，计算该路径的最大可供气量
供气点供给u号燃气轮机的天然气量如下所示：
式中，Sm为气源供给v号燃气轮机的可供气量；NX为由Sm供给的燃气轮机数目；FNGUu为第u台燃气轮机的耗气量；FNGUv为第v台燃气轮机的耗气量；u和v为任意由Sm供给的燃气轮机序号；
3.2)计算由燃气轮机导致的压缩机气损LossCmn；由燃气轮机导致的压缩机气损LossCmn如下所示：
式中，为由燃气轮机造成的压缩机气损；为由天然气负荷造成的压缩机气损；NC为气流流过压缩机的燃气轮机数目；k为气流流过压缩机的燃气轮机序号；为第k台燃气轮机的耗气量；αCmn、βCmn和γCmn均为功率转化效率常数；FL-Cmn为气流流过压缩机的天然气负荷量。
3.3)分别根据公式19和公式20计算k号燃气轮机造成的压缩机气损和k号燃气轮机造成的所有压缩机气损
k号燃气轮机造成的压缩机气损如下所示：
式中，为由天然气负荷造成的压缩机气损；NC为气流流过压缩机的燃气轮机数目；k为任意气流流过压缩机的燃气轮机序号；
k号燃气轮机造成的所有压缩机气损如下所示：
式中，为k号燃气轮机造成的压缩机气损；Nm为天然气网络中节点总数；m和n为天然气节点；k为任意气流流过压缩机的燃气轮机序号；
3.4)分别根据公式21和公式22计算k号燃气轮机仍需的天然气量和气源的剩余可用容量
k号燃气轮机仍需的天然气量如下所示：
式中，FNGUk为第k台燃气轮机的耗气量；k为任意气流流过压缩机的燃气轮机序号；
气源的剩余可用容量如下所示：
式中，NX为由Sm供给的燃气轮机数目；FNGUv为第v台燃气轮机的耗气量；Sm为气源供给v号燃气轮机的可供气量；
3.5)若此时k号燃气轮机天然气需求量为0，则由公式(18)-公式(20)计算得到的气损为最终压缩机气损值；若k号燃气轮机天然气需求量不为0，则返回步骤3.1寻找优先级次高的供气路径继续计算，直到i的天然气需求量为0。
5.根据权利要求4所述的一种电-气综合能源系统的天然气网络静态等值模型，其特征在于：所述供气路径为从气源到燃气轮机的天然气传输通道；所述供气路径主要由气源、天然气管道、压缩机、天然气负荷和燃气轮机组成；
所述气源将储存的天然气供给燃气轮机做功，是供气路径的起始点；
所述天然气管道将储存的天然气运输给燃气轮机和负荷；其中，天然气管道首端的气压πF1大于天然气管道末端的气压πT1；
所述压缩机使天然气管道压力保持在预期水平；压缩机首端的气压πF2小于压缩机末端的气压πT2；
所述天然气负荷消耗天然气；
所述燃气轮机为供气路径末节点；所述燃气轮机消耗天然气；
所述燃气轮机的供气路径主要由节点气压和元件类型确定。
6.根据权利要求4所述的一种电-气综合能源系统的天然气网络静态等值模型，其特征在于，追踪燃气轮机供气路径的主要步骤如下：
1)输入天然气潮流数据；确定天然气网络的末节点I；
2)追踪和末节点I相邻的节点；
3)根据天然气网络分支信息判断节点原件类别；
4)选择有效相邻节点II，即选择满足πF1>πT1或πF2<πT2的节点；
5)将有效相邻节点II定义为新的末节点；
6)返回步骤3，直至末节点不存在有效相邻节点，则依次将末节点I、所有有效相邻节点和新末节点连接起来的一条路径即为一条供气路径。
7.根据权利要求1所述的一种电-气综合能源系统的天然气网络静态等值模型，其特征在于，建立最优潮流模型的主要步骤如下：
1)确定天然气网络静态潮流最优等值模型的目标函数Minf，使电网的发电成本、天然气网络的气损达到最小；
目标函数Minf如下所示：
式中，fi(PNGUi)为第i台燃气轮机的发电成本；为第i台燃气轮机造成的气损成本；fr(PGr)为非燃气轮机的发电成本；N为天然气网络中燃气轮机总数；NG为非燃气轮机的个数；r为任意非燃气轮机序号；
2)分别建立考虑有功功率和无功功率的约束潮流约束等式；
考虑有功功率的约束潮流约束等式如下所示：
式中，Px为节点x的注入有功功率；Ux∠δx为节点x的电压；δxy为节点x和节点y之间的电压相角；Uy∠δy为节点y的电压；Gxy+jBxy为节点导纳矩阵第x行、第y列的元素；NA为电力网络节点总数；
式中，Qx为节点x的注入无功功率；Ux∠δx为节点x的电压；δxy为节点x和节点y之间的电压相角；Uy∠δy为节点y的电压；Gxy+jBxy为节点导纳矩阵第x行、第y列的元素；NA为电力网络节点总数；
3)建立约束不等式；
燃气轮机等值有功输出约束不等式如下所示：
式中，PNGUi为第i台燃气轮机的有功输出；Pi max为第i台燃气轮机的有功输出上限；PNGUj为第j台燃气轮机的有功输出；为第j台燃气轮机的有功输出与第i台燃气轮机的有功输出之和的上限；为N台燃气轮机的有功输出和的上限；i和j为任意燃气轮机序号；N为天然气网络中燃气轮机总数；为天然气网络中所有燃气轮机的有功功率；
发电机组的容量约束分别如公式27至公式30所示，即：
式中，为第i台燃气轮机的有功输出下限；为第i台燃气轮机的有功输出上限；PNGUi为第i台燃气轮机的有功输出；r为任意非燃气轮机序号；
式中，为第i台燃气轮机的无功输出下限；为第i台燃气轮机的无功输出上限；QNGUi为第i台燃气轮机的无功输出；r为任意非燃气轮机序号；
式中，为第r台非燃气轮机的有功输出下限；为第r台非燃气轮机的有功输出上限；PGr为第r台非燃气轮机的有功输出；NG为非燃气轮机的个数；
式中，为第r台非燃气轮机的无功输出下限；为第r台非燃气轮机的无功输出上限；QGr为第r台非燃气轮机的无功输出；NG为非燃气轮机的个数；
电力网络节点电压约束如下所示：
为电力网络节点x的电压下限；为电力网络节点x的电压上限；Ux∠δx为节点x的电压；NA为电力网络节点总数；
传输线流量约束如下所示：
Tl min≤Tl≤Tl max l＝1,2,...,NL； (32)
式中，Tl min为支路l的传输线流量下限；Tl max为支路l的传输线流量上限；Tl为支路l的传输线流量；NL为支路总数。
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