CN110009244B - 一种考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度方法 - Google Patents
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Abstract
一种考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度方法，先建立经济调度模型和储能最大化调度模型，然后对经济调度优化模型和储能最大化调度优化模型通过加权模糊化处理，建立考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型，求解，得到运行方式。本发明既能够避免区域综合能源系统经济运行时不具备抗灾恢复能力的问题，又能够避免区域综合能源系统以抗灾恢复为目标运行时成本过高的问题，可以很好地根据自然灾害的发生概率和发生后对系统的破坏情况，来平衡系统运行的经济性和抗灾恢复能力的矛盾关系。
Description
技术领域
本发明属于区域综合能源系统优化调度领域，涉及一种考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度方法。
背景技术
随着社会经济的快速发展，能源使用需求和环境恶化压力在日益增加，以能源互联网为核心的第三次工业革命正在进行，是解决能源和环境问题的必然选择。区域综合能源系统包含电能、天然气和热能等多种能源系统，不同能源之间相互耦合，相互转化，在用能上互补互济。区域综合能源系统是能源互联网的重要形态，区域综合能源系统可以通过电-气-热等多个能源系统的耦合运行和多种能源形式的协同调度，达到清洁高效的终端用能效果，是未来用能的发展趋势。
此外，区域多能源系统耦合运行提高了系统的灵活性，促进了分布式可再生能源的就地消纳，减少了电力系统碳排，环境效益显著。目前，区域多能源系统的优化规划和经济运行已经得到了学界的广泛研究。然而，随着自然灾害日益频繁，区域多能源系统的安全运行问题，尤其是面临极端自然灾害的恢复能力问题亟需研究。
目前，已有的区域综合能源系统调度存在以下问题：
(1)现有的区域综合能源系统调度一般是以系统的运行成本最低为调度目标，即运行经济性目标，但是该目标下突发自然灾害后，区域综合能源系统无法做出快速响应，不具备抗灾恢复能力，导致整个系统内的电力用户、天然气用户和热力用户都被迫停止了供应，造成严重的电力失负荷、天然气失负荷和热力失负荷。
(2)自然灾害的发生具有不确定性和突然性，若区域综合能源系统以时刻备战自然灾害制定运行方式的话，没有发生自然灾害的情况下，将导致区域综合能源系统的运行成本过高，为了潜在的小概率自然灾害而付出过高的运行成本。
可见，针对区域综合能源系统优化调度的保证经济性和面对自然灾害恢复能力之间存在难以调和的问题。
发明内容
针对现有技术中的问题，本发明的目的在于提出一种考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度方法。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案是：
一种考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度方法，先建立经济调度模型和储能最大化调度模型，然后对经济调度优化模型和储能最大化调度优化模型通过加权模糊化处理，建立考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型，对考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型进行求解，得到运行方式。
本发明进一步的改进在于，经济调度模型的目标函数是总运行成本Feco最小：
式中：
Pt e和Ft g为t时段的电价、气价、外购电量和外购天然气；
和
分别为电转气装置的原料成本系数和产气量；
和
分别为蓄电池和储气罐的充放能量成本系数；
和
分别为蓄电池和储气罐的充放电量和天然气量；ΩP2G，Ωbat和Ωgs分别为电转气、蓄电池和储气罐的集合；Pt shed，Ft shed和
分别为t时段的电、气、热切负荷；πe，πg和πh为切负荷惩罚系数；
储能最大化调度模型的目标函数是储能量Gsto最大：
式中：
和
分别为t时段蓄电池和储气罐的存储能量；
经济调度模型的目标函数与储能最大化调度模型的目标函数的约束条件均包括功率平衡约束、设备约束、外部网络约束和切负荷约束。
本发明进一步的改进在于，功率平衡约束为：
式中：Pt d，Ft d和
分别为t时段内的电、气、热负荷；
和
分别为CHP机组的耗气量、发电量和产热量；
和
分别为电热泵的耗电量和产热量；
和
分别为燃气锅炉的耗气量和产热量；
和
分别为P2G的耗电量和产气量；ΩCHP，Ωpum，Ωboi和ΩP2G分别为CHP机组、电热泵、燃气锅炉和P2G的集合。
本发明进一步的改进在于，设备约束包括：
CHP机组约束：
式中：
为CHP机组的发电-供热系数；
和
分别为CHP机组的发电和产热效率；
为CHP机组的最大发电量；
和ΔPi CHP分别为CHP机组的爬坡率的上、下限；
电热泵约束：
式中：
为电热泵的产热效率；
为电热泵的最大产热；
和
分别为电热泵的爬坡率的上、下限；
燃气锅炉约束：
式中：
为燃气锅炉的产热效率；
为燃气锅炉的最大产热；
和
分别为燃气锅炉的爬坡率的上、下限；
P2G约束：
式中：
为P2G的转化效率；
为P2G的最大产气量；
蓄电池约束：
式中：
和
分别为蓄电池的充、放电效率；
和
分别为蓄电池储电量的上、下限；
和
分别为蓄电池的最大充、放电功率；
为0-1变量，保障蓄电池在同一时段有唯一的充放状态；
储气罐约束：
式中：
和
分别为储气罐的存、放气效率；
和
分别为储气罐存气量的上、下限；
和
分别为储气罐的最大存、放气流量；
为0-1变量，保障储气罐在同一时段有唯一的存放状态。
本发明进一步的改进在于，外部网络约束：
式中：
和
分别为t时段区域综合能源系统的电量和天然气的外购上限；
和
为外购限制系数。
本发明进一步的改进在于，切负荷约束：
本发明进一步的改进在于，经济调度模型和储能最大化调度模型的隶属度函数的表达式分别为：
式中：
和
为经济调度模型和储能最大化调度模型得到的最优目标函数值，分别代表了理论上区域综合能源系统运行成本最小值和提升抗灾恢复力所进行储能量的最大值；ξeco和ξsto为弹性满意系数；ξeco 
为允许的成本增加值；ξsto 
为允许的储能缩减值；μ(Feco)和ρ(Gsto)可分别表示对运行经济性和恢复力的满意度；
将经济调度模型和储能最大化调度模型的隶属度函数加权求和，构造新的目标函数：
maxW＝λ1μ(Feco)+λ2ρ(Gsto) (33)
式中：W为整体满意度；λ1和λ2为经济调度模型的隶属度函数的权重系数与储能最大化调度模型的隶属度函数的权重系数，且λ1+λ2＝1。
本发明进一步的改进在于，考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型为：
式中：H(x)表示等式约束；G(x)表示不等式约束。
与现有的方法比，本发明具有的有益效果如下：
本发明通过建立经济调度模型和储能最大化调度模型，再通过加权模糊化处理，建立考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型，求解，得到运行方式，完成调度。本发明既能够避免区域综合能源系统经济运行时不具备抗灾恢复能力的问题，又能够避免区域综合能源系统以抗灾恢复为目标运行时成本过高的问题，可以很好地根据自然灾害的发生概率和发生后对系统的破坏情况，来平衡系统运行的经济性和抗灾恢复能力的矛盾关系。在自然灾害发生可能极小或灾害规模较小的情况下，系统可以保证更加经济的运行方式；反之，系统通过牺牲一定的经济性，可以达到提升区域综合能源系统抗灾恢复能力的目的。
附图说明
图1为本发明中的区域综合能源系统的系统框架示意图。
图2为两个优化目标的特征关系。
图3为不同自然灾害的切负荷情况。其中，(a)为严重自然灾害的切负荷情况，(b)为中度自然灾害的切负荷情况，(c)为轻度自然灾害的切负荷情况。
具体实施方式
下面结合附图和具体算例对本发明作进一步详细说明。
本发明的考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型能够协调抗灾恢复能力和运行经济性之间的矛盾，在保证一定经济性的同时，根据潜在自然灾害可能发生的概率和发生后对综合能源系统的破坏程度，提升区域综合能源系统的抗灾恢复能力。
本发明包括以下步骤：
步骤1)：建立电-气-热多能源耦合的区域综合能源系统的结构框架：
介绍本发明针对的区域综合能源系统的控制方式、元件设备组成；
步骤2)：元件设备功能介绍：
分析区域综合能源系统中各元件设备在面临自然灾害时提升恢复力的作用；
步骤3)：建立经济调度模型和储能最大化调度模型：
分别建立区域综合能源系统的经济调度优化模型和区域综合能源系统的储能最大化调度优化模型；
步骤4)：建立考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型：
在经济调度优化模型和储能最大化调度优化模型的基础上，通过加权模糊化处理，建立考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型，该模型同时满足经济性和恢复力。对考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型进行求解，得到运行方式，完成调度。
本发明采用实际的区域综合能源系统算例，对提出的考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型进行仿真计算，分析其抗灾恢复能力，验证该方法的有效性和实用性。
本发明的具体步骤如下：
1)建立电-气-热多能源耦合的区域综合能源系统的系统结构框架
本发明适用于区域综合能源系统由统一的调控机构负责各能源系统的协同调度。
如图1所示，区域综合能源系统的物理结构包括电母线、气母线和热母线，外购电和外购天然气购入后分别进入电母线和气母线，其他的电负荷、气负荷、热负荷、电注入、气注入和热注入也分别接在电母线、气母线和热母线上。
分布式电源设备包括分布式风电和分布式光伏，作为区域综合能源系统非外购电源(自备电源)。能源转换装置包括电转气装置、CHP机组、电热泵和燃气锅炉，电转气装置利用电能将水和二氧化碳转化为氢气和甲烷的过程，本发明中的电转气装置属于产物为甲烷的类型，可以直接加入天然气管道，电转气装置从电母线输入电能，输出天然气到气母线，是电能向天然气转换的耦合设备；CHP机组是以天然气为燃料的热电联产机组，既发电能也附带生产一定的热量，CHP机组从气母线输入天然气，输出电能和热能分别到电母线和热母线，是天然气向电能和热能转换的耦合设备；电热泵利用电能产热，从电母线输入电能，输出热能到热母线；燃气锅炉利用燃烧天然气产热，从气母线输入天然气，输出热能到热母线。储能装置包括蓄电池和储气罐，二者分别接在电母线和气母线上，存储电能和天然气。
以上为本发明针对的区域综合能源系统的结构框架。
2)各元件设备在考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度的作用
首先，分布式电源在自然条件允许的情况下，都可以正常发电供应区域综合能源系统的用电。
其次，能量转换装置在不同阶段作用不同。例如，在区域综合能源系统正常运行时，它们根据系统的外购能源价格和外购能源类型，将能源相互转化，以满足系统的负荷需要；电转气装置成本较高，所以主要用于多余的分布式新能源无法被系统消纳的场合，将多余的电能转化为天然气，便于存储；CHP机组是系统自供电的重要设备，在外购电不足的情况下，系统可以通过调度CHP机组，通过消耗天然气发电，以满足系统的电负荷供应；电热泵和燃气锅炉是重要的供热设备，由于热能无法远距离传输，所以区域综合能源系统的热负荷供应需要自身的能源转化。
储能装置是考虑抗灾恢复调度的重要设备，区域综合能源系统的蓄电池和储气罐等储能装置在经济运行的情况下，保证正常的负荷供应和能源备用。考虑抗灾恢复问题，假设在未来某个时段潜在的自然灾害发生，可能导致区域综合能源系统的能源外购被限制，则系统将面临切负荷的风险，如果在灾害发生前的运行阶段将储能装置加以充分利用，保证储能装置能够有充足的能量储备，那么在灾害发生且外购被限制的情况下，系统可以通过调度自身已有的储能来供应负荷，增强区域综合能源系统面临自然灾害的恢复力，所以储能装置在调度中的运行状况是区域综合能源系统是否具有较强恢复力的关键点。
3)建立经济调度模型和储能最大化调度模型
经济调度模型的目标函数是总运行成本Feco最小：
式中：
Pt e和Ft g为t时段的电价、气价、外购电量和外购天然气；
和
分别为电转气装置的原料成本系数和产气量；
和
分别为蓄电池和储气罐的充放能量成本系数；
和
分别为蓄电池和储气罐的充放电量和天然气量；ΩP2G，Ωbat和Ωgs分别为电转气、蓄电池和储气罐的集合；Pt shed，Ft shed和
分别为t时段的电、气、热切负荷；πe，πg和πh为切负荷惩罚系数。运行成本包括能源外购费用(i)、电转气原料成本(ii)、蓄电池运行成本(iii)、储气罐运行成本(iv)和切负荷惩罚(v)。
储能最大化调度模型的目标函数是储能量Gsto最大：
式中：
和
分别为t时段蓄电池和储气罐的存储能量。
经济调度模型和储能最大化调度模型两个目标函数共用的约束条件包括功率平衡约束、设备约束、外部网络约束和切负荷约束等。
功率平衡约束：
式中：Pt d，Ft d和
分别为t时段内的电、气、热负荷；
和
分别为CHP机组的耗气量、发电量和产热量；
和
分别为电热泵的耗电量和产热量；
和
分别为燃气锅炉的耗气量和产热量；
和
分别为P2G的耗电量和产气量；ΩCHP，Ωpum，Ωboi和ΩP2G分别为CHP机组、电热泵、燃气锅炉和P2G的集合。
CHP机组约束：
本发明假设CHP机组为以电定热型，主要用于燃气发电满足电负荷供应，并附带供应一定的热负荷，其相关约束为：
式中：
为CHP机组的发电-供热系数；
和
分别为CHP机组的发电和产热效率；
为CHP机组的最大发电量；
和ΔP i CHP分别为CHP机组的爬坡率的上、下限。
电热泵约束：
式中：
为电热泵的产热效率；
为电热泵的最大产热；
和
分别为电热泵的爬坡率的上、下限。
燃气锅炉约束：
式中：
为燃气锅炉的产热效率；
为燃气锅炉的最大产热；
和
分别为燃气锅炉的爬坡率的上、下限。
P2G约束：
式中：
为P2G的转化效率；
为P2G的最大产气量。
蓄电池约束：
式中：
和
分别为蓄电池的充、放电效率；
和
分别为蓄电池储电量的上、下限；
和
分别为蓄电池的最大充、放电功率；
为0-1变量，保障蓄电池在同一时段有唯一的充放状态。
储气罐约束：
式中：
和
分别为储气罐的存、放气效率；
和
分别为储气罐存气量的上、下限；
和
分别为储气罐的最大存、放气流量；
为0-1变量，保障储气罐在同一时段有唯一的存放状态。
外部网络约束：
式中：
和
分别为t时段区域综合能源系统的电量和天然气的外购上限；
和
为外购限制系数。在自然灾害发生后，区域综合能源系统与外部网络的能源交换可能被中断，可通过调节外购限制系数来刻画灾害对能源区域综合能源系统能源外购的影响。
切负荷约束：
当外购限制系数为零时，区域综合能源系统无法获取外部能源，既有资源用尽后，将面临全面失负荷，故本发明未区分可中断负荷和不可中断负荷。
综上所述，目标函数(1)和约束(2)-(30)是区域综合能源系统的经济调度模型；目标函数(2)和约束(2)-(30)是区域综合能源系统的储能最大化调度模型。
4)建立考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型
为了协调经济性和恢复力，本发明先采用隶属度函数将目标函数进行模糊化处理，再通过目标加权的方法构建考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型的目标函数。
经济调度模型和储能最大化调度模型两个隶属度函数的表达式分别为：
式中：
和
为两个单目标模型(即经济调度模型和储能最大化调度模型)得到的最优目标函数值，分别代表了理论上区域综合能源系统运行成本最小值和提升抗灾恢复力所进行储能量的最大值；ξeco和ξsto为弹性满意系数；ξeco 
为允许的成本增加值；ξsto 
为允许的储能缩减值；μ(Feco)和ρ(Gsto)可分别表示对运行经济性和恢复力的满意度。
将经济调度模型和储能最大化调度模型的两个隶属度函数加权求和，构造新的目标函数：
maxW＝λ1μ(Feco)+λ2ρ(Gsto) (33)
式中：W为整体满意度；λ1和λ2为经济调度模型和储能最大化调度模型两个目标函数的权重系数，且λ1+λ2＝1，可以针对不同程度的自然灾害情况，来调节目标函数的权重系数，用以平衡经济性和恢复力的关系。
综上所述，考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型为：
式中：H(x)表示模型中所有等式约束，包括式(1)-(7)、式(10)、式(13)、式(16)、式(18)以及式(22)；G(x)表示模型中所有不等式约束，包括式(8)-(9)、式(11)-(12)、式(14)-(15)、式(17)、式(19)-(21)以及式(23)-(30)。
上述模型为单目标的混合整数线性规划问题，可利用成熟的数学优化求解器CPLEX进行求解，得到运行方式，完成调度。
5)模型的仿真计算
本发明构建的电-气-热联供区域综合能源系统包括1个CHP机组、2个电热泵、1个燃气锅炉、1个P2G装置、2个蓄电池和1个储气罐，具体设备参数为：
CHP机组：
电热泵：
MBtu/h；燃气锅炉：
P2G装置：
蓄电池：
储气罐：
此外，模型的其他参数：
ξeco＝0.5，ξsto＝0.8，T＝8。电价、气价和典型负荷数据如表1所示。
表1电价、气价和典型负荷数据
为了便于研究区域综合能源系统运行经济性与御灾恢复力之间的特征关系，本发明设置3种场景进行对比分析。
场景1：区域综合能源系统的运行目标为运行成本最小。
场景2：区域综合能源系统的运行目标为抗灾恢复力最强。
场景3：区域综合能源系统的运行目标综合考虑运行成本和抗灾恢复力。
对场景1和2进行优化求解的结果如表2所示。
表2场景1和场景2下的运行成本和储能量
对比场景1和2，当以抗灾恢复力最强为目标时，区域综合能源系统的储能装置会得到充分利用，做了充足的储能以应对自然灾害，但区域综合能源系统的运行成本也随之增加。由此可见，运行经济性和抗灾恢复力之间存在一定的矛盾关系。
由场景1和2的优化结果得：
由此计算场景3中，ξeco 
ξsto 
分别选取不同的权重系数λ1和λ2求解式(34)的优化调度模型，两个子目标随λ2的变化如图2所示。
分析图2可知，随着λ1减小、λ2增大，区域综合能源系统为抵御灾害准备的储能量呈增加趋势，但系统的运行成本也逐渐增加。当λ2＝0～0.3时，储能量增加较多，而运行成本增加比较缓慢；当λ2＝0.7～1时，储能量增加较少，但运行成本增加较多，这种特征关系的原因取决于储能量的种类。
假设在第9个时段自然灾害发生，区域综合能源系统的外购能源被限制，负荷供应需要靠前8个时段的能量存储。为便于分析9～12时段的抗灾恢复情况，本发明选取不同的外购限制系数来模拟不同程度的自然灾害对系统的破坏。
本发明通过设置切负荷惩罚系数，规定负荷保障优先级依次为电负荷、气负荷和热负荷。选取外购限制系数分别为0(严重自然灾害)，0.2(中度自然灾害)和0.4(轻度自然灾害)，计算各种场景下9～12时段总的切负荷情况，如图3所示。
由图3中的(a)、(b)、(c)可以发现，随着权重系数λ2的增大(调度目标逐步倾向于提升恢复力)，切负荷量减少。在严重自然灾害下，外购能源被彻底中断，当λ2小于0.6时，区域综合能源系统将面临全额切负荷，对自然灾害不具备任何抗灾恢复能力，即使以抗灾恢复力最强为运行目标，也不可避免的存在切负荷；在中度自然灾害下，λ2较大时可以避免一定的切负荷；在轻度自然灾害下，λ2大于0.7时，可以彻底避免切负荷，具有较强的恢复力。值得说明的是，出现了切气负荷严重而保障了一定的热负荷供应的情况，与本发明算例规定的负荷优先级不符，这是由于优先供应电负荷需要CHP机组工作，附带产热的结果。
综上所述，区域综合能源系统的多目标优化调度可以根据潜在自然灾害的发生情况，以及其对电网和气网的破坏程度，来调整两个优化目标的权重系数，做到既能够满足一定的运行经济性，又能够一定程度上提升恢复力。
Claims (7)
1.一种考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度方法，其特征在于，先建立经济调度模型和储能最大化调度模型，然后对经济调度优化模型和储能最大化调度优化模型通过加权模糊化处理，建立考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型，对考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型进行求解，得到运行方式；
经济调度模型的目标函数是总运行成本Feco最小：
式中：
Pt e和Ft g为t时段的电价、气价、外购电量和外购天然气；
和
分别为电转气装置的原料成本系数和产气量；
和
分别为蓄电池和储气罐的充放能量成本系数；
和
分别为蓄电池和储气罐的充放电量和天然气量；ΩP2G，Ωbat和Ωgs分别为电转气、蓄电池和储气罐的集合；Pt shed，Ft shed和
分别为t时段的电、气、热切负荷；πe，πg和πh为切负荷惩罚系数；
储能最大化调度模型的目标函数是储能量Gsto最大：
式中：
和
分别为t时段蓄电池和储气罐的存储能量；
经济调度模型的目标函数与储能最大化调度模型的目标函数的约束条件均包括功率平衡约束、设备约束、外部网络约束和切负荷约束。
2.根据权利要求1所述的一种考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度方法，其特征在于，功率平衡约束为：
式中：Pt d，Ft d和
分别为t时段内的电、气、热负荷；
和
分别为CHP机组的耗气量、发电量和产热量；
和
分别为电热泵的耗电量和产热量；
和
分别为燃气锅炉的耗气量和产热量；
和
分别为P2G的耗电量和产气量；ΩCHP，Ωpum，Ωboi和ΩP2G分别为CHP机组、电热泵、燃气锅炉和P2G的集合。
3.根据权利要求1所述的一种考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度方法，其特征在于，设备约束包括：
CHP机组约束：
式中：
为CHP机组的发电-供热系数；
和
分别为CHP机组的发电和产热效率；
为CHP机组的最大发电量；
和ΔP i CHP分别为CHP机组的爬坡率的上、下限；
电热泵约束：
式中：
为电热泵的产热效率；
为电热泵的最大产热；
和
分别为电热泵的爬坡率的上、下限；
燃气锅炉约束：
式中：
为燃气锅炉的产热效率；
为燃气锅炉的最大产热；
和
分别为燃气锅炉的爬坡率的上、下限；
P2G约束：
式中：
为P2G的转化效率；
为P2G的最大产气量；
蓄电池约束：
式中：
和
分别为蓄电池的充、放电效率；
和
分别为蓄电池储电量的上、下限；
和
分别为蓄电池的最大充、放电功率；
为0-1变量，保障蓄电池在同一时段有唯一的充放状态；
储气罐约束：
式中：
和
分别为储气罐的存、放气效率；
和
分别为储气罐存气量的上、下限；
和
分别为储气罐的最大存、放气流量；
为0-1变量，保障储气罐在同一时段有唯一的存放状态。
4.根据权利要求1所述的一种考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度方法，其特征在于，外部网络约束：
式中：
和
分别为t时段区域综合能源系统的电量和天然气的外购上限；
和
为外购限制系数。
5.根据权利要求1所述的一种考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度方法，其特征在于，切负荷约束：
6.根据权利要求1所述的一种考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度方法，其特征在于，经济调度模型和储能最大化调度模型的隶属度函数的表达式分别为：
式中：
和
为经济调度模型和储能最大化调度模型得到的最优目标函数值，分别代表了理论上区域综合能源系统运行成本最小值和提升抗灾恢复力所进行储能量的最大值；ξeco和ξsto为弹性满意系数；
为允许的成本增加值；
为允许的储能缩减值；μ(Feco)和ρ(Gsto)可分别表示对运行经济性和恢复力的满意度；
将经济调度模型和储能最大化调度模型的隶属度函数加权求和，构造新的目标函数：
maxW＝λ1μ(Feco)+λ2ρ(Gsto) (33)
式中：W为整体满意度；λ1和λ2为经济调度模型的隶属度函数的权重系数与储能最大化调度模型的隶属度函数的权重系数，且λ1+λ2＝1。
7.根据权利要求6所述的一种考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度方法，其特征在于，考虑抗灾恢复的区域综合能源系统优化调度模型为：
式中：H(x)表示等式约束；G(x)表示不等式约束。
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