CN112736923A - 一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法。所述方法基于建立的电网与天然气网稳态潮流模型，确定电网和天然气网故障前的运行状态；进行电网蒙特卡洛故障模拟，通过电网稳态潮流计算，求取故障下电网的运行状态，确定耦合功率；进行耦合设备的能量转换，进行天然气网蒙特卡洛故障模拟，通过天然气网稳态潮流计算，求取故障下天然气网的运行状态；循环进行故障模拟直至达到设置的最大故障模拟仿真次数N_set；构建负荷损失率以及全局网络效能损失率指标进行考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估分析，根据评估分析的结果采用能源转换设备的配置控制方式。本发明有效降低有效降低电‑气互联网络运行风险。

Description

一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法

技术领域

本发明涉及能源互联网相关领域，更具体地，涉及一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法。

背景技术

随着天然气机组的大规模引入以及燃气轮机和电转气(power to gas,P2G)技术的成熟，电网和天然气网的耦合程度不断加深。一方面，两网耦合下电-气互联网络提高了能源的利用效率，给低碳可持续能源系统的构建带来了新的机会；另一方面，电网和天然气网通过燃气轮机和P2G建立双向耦合关系，能量相互流动，系统发生的波动将相互影响，不可避免地为系统安全运行带来新的挑战，一个网络的故障扰动会影响另一个网络的正常运行，甚至引起另一个网络的连锁故障。因此，在电-气互联网络耦合不断增强的背景下，有必要对电-气互联网络故障在两网间的传播加以关注。

目前关于电-气互联网络连锁故障的研究不断深化：文献综合能源系统级联失效及故障连锁反应分析方法(郇嘉嘉,隋宇,张小辉.综合能源系统级联失效及故障连锁反应分析方法[J].电力建设,2019,40(08):84-92.)分析了单一能源子系统故障对综合能源系统运行的影响；文献考虑天然气系统影响的电力系统连锁故障评估(包铭磊,杨阳,丁一,等.考虑天然气系统影响的电力系统连锁故障评估[J].电网技术,2019,43(01):41-49.)提出了考虑天然气网随机故障影响的电网连锁故障模型，评估了天然气网故障对电网故障的影响；文献考虑天然气N-1的多能流系统静态安全耦合分析(马瑞,王大朔.考虑天然气N-1的多能流系统静态安全耦合分析[J].中国电机工程学报,2019,39(6):1627-1636+1859.)考虑了天然气N-1开断事故，提出了一种多能流系统静态安全耦合分析方法。文献考虑天然气网影响的电网脆弱线路辨识(桑茂盛,包铭磊,丁一,等.考虑天然气网影响的电网脆弱线路辨识[J].电力系统自动化,2019,43(21):34-46.)提出了一种考虑天然气网影响的电网脆弱线路辨识方法，分析天然气网对电网脆弱性造成的影响。

上述文献主要集中在分析天然气网故障对电网的影响特性，但未考虑电网故障对天然气网的影响特性。此外，电-气互联网络双向耦合的能量流动将会引发故障在两网间的传播，耦合功率发生波动是故障在两网间传播的主要原因。当电网与天然气网耦合程度不同时，两网间耦合功率的传输发生改变，由此将对故障在两网间的传播造成影响，而现有文献未定量描述两网耦合程度，对不同耦合程度下故障在两网间的传播需予以关注。

因此，急需一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法，分析电网故障对天然气网连锁故障的影响，对比分析不同耦合程度下考虑电网故障影响的电-气互联网络故障传播特性。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法，分析了电网故障对天然气网连锁故障的影响并对比分析了电网与天然气网不同耦合程度下故障在两网间的传播特性，据此对能源转换设备的配置进行控制，降低系统运行风险，为电-气互联网络的安全稳定运行分析提供了参考依据。

本发明的目的至少通过如下技术方案之一实现。

一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法，包括以下步骤：

S1、基于建立的电网与天然气网稳态潮流模型，设置电-气互联网络的传输功率占比，根据给定的初始条件，确定电网和天然气网故障前的运行状态；

S2、进行电网蒙特卡洛故障模拟，通过电网稳态潮流计算，采用负荷分级的故障后控制方式，求取故障下电网的运行状态，据此确定耦合功率；

S3、进行耦合设备的能量转换，进行天然气网蒙特卡洛故障模拟，通过天然气网稳态潮流计算，采用负荷分级的故障后控制方式，求取故障下天然气网的运行状态；

S4、返回步骤S2进行下一次故障模拟，直至达到设置的最大故障模拟仿真次数N_set；

S5、构建负荷损失率以及全局网络效能损失率指标进行考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估分析，根据评估分析的结果采用能源转换设备的配置控制方式。

进一步地，步骤S1具体包括以下步骤：

S1.1、建立电网稳态潮流模型，电网稳态运行时需满足以下运行约束条件，具体包括：

式中：N_e表示电网节点集合；G_ii和B_ii分别表示对应支路的电导和电纳；θ_ii表示第i个电网节点和第j个电网节点的电压相位差；V_i和V_j表示第i个电网节点和第j个电网节点的节点电压幅值；P_i,G和Q_i,G分别表示第i个电网节点上的发电机的有功出力和无功出力；P_i,L和Q_i,L分别表示第i个电网节点的有功负荷和无功负荷；△P_i,L和△Q_i,L分别表示第i个电网节点的有功负荷削减量和无功负荷削减量；线路mn为以第m个电网节点为首端节点和以第n个电网节点为末端节点的线路，P_mn,l表示线路mn的传输功率；P_i,G ^max和P_i,G ^min分别表示第i个电网节点上的发电机的有功出力上下限；Q_i,G ^max和Q_i,G ^min分别表示第i个电网节点上的发电机的无功出力上下限；V_i ^max和V_i ^min分别表示第i个电网节点的电压的上下限；线路mn为以第m个电网节点为首端节点和以第n个电网节点为末端节点的线路，P_mn,l ^max和P_mn,l ^min分别表示线路mn的传输功率的上下限；△P^k _i,L和△Q^k _i,L表示发生第k次故障后第i个电网节点的有功负荷削减量和无功负荷削减量；△P_i,L ^max和△Q_i,L ^max分别表示第i个电网节点的有功负荷削减量最大值和无功负荷削减量最大值；

S1.2、建立天然气网稳态潮流模型，天然气网应满足以下运行约束条件，保证天然气网在正常运行状态或故障后能够逐步过渡到新稳定运行状态：

W_i,G-L_i,L+ΔL_i,L-L_i,GT+W_i,P2G-f_i,C-τ_i,C-f_i,in＝0 i∈N_g；

式中：N_g表示天然气网节点集合；π_m和π_n分别为第m个天然气网输入节点和第n个天然气网输出节点的气压；管道mn为以第m个天然气网节点为首端节点和以第n个天然气网节点为末端节点的线路，f_mn为管道平均流量；sign(π_m-π_n)为符号函数；C_mn表示与管道温度、两端距离、直径、压缩因子、管道摩擦系数、气体密度有关的管道传输系数；f_mn ^max和f_mn ^min分别表示管道mn的传输容量的上限和下限；π_i ^max和π_i ^min分别表示第i个节点处气压的最大值和最小值；，W_i,G ^max和W_i,G ^min分别表示第i个天然气网节点处气源出气量的最大值和最小值；π_p,C和π_q,C分别为压缩机进、出口压力；τ_pq,C和f_pq,C分别为压缩机所耗天然气流量和流经压缩机流量；H_pq,C为表示压缩机消耗的电功率；K_pq,C为升压比；B_pq,C,Z_pq,C,α_pq,C,β_pq,C,γ_pq,C为压缩机模型参数，为常数；P_pq,C ^max和P_pq,C ^min分别表示第i个天然气网节点处气源出气量的最大值和最小值；L_i,L、f_i,in、△L_i,L分别表示第i个天然气网节点处的天然气负荷大小、第i个天然气网节点处的注入天然气流量大小、第i个天然气网节点处的天然气负荷削减量；△L^k _i,L表示发生第k次故障后第i个天然气网节点处的天然气负荷削减量，△L_i,L ^max表示第i个天然气网节点处天然气负荷削减量最大值；

S1.3、设置不同的电-气互联网络的传输功率占比用于分析不同耦合程度下故障在两网间传播特性，可定义为：

式中，λ_GT和λ_P2G分别表示燃气轮机和P2G设备的传输功率占比；P_m,GT和P_n,G分别表示第m个电网燃气轮机的出力和第n个电网发电机(包括燃气轮机以及其他类型的发电机)的出力；W_p,P2G和W_q,G分别表示第p个天然气网P2G气源的出气量和第q个天然气网气源(包括P2G气源以及其他类型的气源)的出气量，GT、G、P2G分别表示燃气轮机、发电机、可再生能源发电(P2G)设备的数量；

S1.4、根据电-气互联网络给定的初始条件，确定电网和天然气网的初始潮流流向和大小，以此作为电-气互联网络故障前的运行状态。

进一步地，步骤S2中，对负荷进行分级，由于目前多种能源供应尚未完善，定义能源转换负荷为一级负荷，其余负荷为二级负荷；

在电网蒙特卡洛故障模拟完成后，根据稳态潮流方程调整每个孤岛的发电机出力以及负荷水平以保持功率的平衡，若发电机出力已调整至上限时电网仍未满足负荷需求，采用负荷分级的故障后控制方式即在满足负荷切除约束下优先切除级别低的负荷，直至达到功率平衡。

进一步地，步骤S3具体包括以下步骤：

S3.1、根据电网随机故障后计算得出的潮流状态求取电网耦合功率后，利用燃气轮机和P2G设备之间的稳态能量转换关系计算出天然气网耦合功率；

S3.2、在天然气网故障集内进行天然气网蒙特卡洛故障模拟；

S3.3、利用建立的天然气网稳态潮流模型进行天然气网稳态潮流计算求取故障下运行状态；

S3.4、天然气网蒙特卡洛故障模拟完成后，首先通过增加其他气源的输出量以满足天然气网功率平衡，若增加其他气源的输出量未能满足此时的负荷需求，采用负荷分级的故障后控制方式，在满足负荷削减约束下对部分负荷进行切除，保证整个网络在故障后逐步恢复到稳态。

进一步地，表征燃气轮机和P2G设备之间的稳态能量转换关系的模型可以表示为：

式中：L_GT和P_GT分别为燃气轮机的燃气消耗和输出有功功率；W_P2G和P_P2G分别为P2G设备产生的天然气流量和消耗的有功功率；H_G为天然气热值；η_GT和η_P2G分别为燃气轮机和P2G的转换效率。

进一步地，步骤S5中，所述负荷损失率指标可用于分别反映电网和天然气网的供能效率的损失程度，从而反映故障对电网和天然气网的破坏程度；负荷损失率可表示为故障导致的负荷切除量占故障前总负荷的比例：

对于电网而言，式中P_i为未发生故障时节点i的可供电网负荷；P_s,i,k为发生第k次故障时段内孤岛s内节点i的可供电网负荷；N表示电网负荷节点集合；N_s表示故障后电网孤岛总数；N_sk表示故障后电网第s个孤岛内的节点总数；对于气网而言，式中P_i为未发生故障时节点i的可供天然气网流量；P_s,i,k为发生第k次故障时段内孤岛s内节点i的可供天然气网流量；N表示天然气网负荷节点集合；N_s表示故障后天然气网孤岛总数；N_sk表示故障后天然气网第s个孤岛内的节点总数；

负荷损失率很好地反映了故障对电-气互联网络造成的破坏程度，负荷损失率越大，表示故障后电-气互联网络损失的负荷越多，故障后电-气互联网络破坏程度越严重。

进一步地，步骤S5中，网络效能值指标用于反映故障对于电-气互联网络的连通以及能量传输的破坏程度，体现故障对网络供能可靠性的影响以及对电-气互联网络运行状态的破坏程度；在复杂网络理论中，节点对(m,n)间的效能值定义为节点对间最短距离的倒数，当节点对之间不存在直接或间接连接时，效能值为0；结合网络物理特性，用最短电气/燃气距离代替最短距离，将发电机/气源出力和电网/天然气网负荷大小作为权重；在此基础上，为了衡量电-气互联网络整体传输效能，将电-气互联网络网络中所有节点对应的效能平均值定义为全局网络效能，第k次故障后全局网络效能可定义为：

对于电网而言，式中N_G表示电网发电机节点集合；N_L表示电网负荷节点集合；ω_m为电网第m个发电机节点的权重，为发电机节点的节点注入功率；ω_n为电网第n个负荷节点的权重，为电网负荷节点的节点注入功率；d_mn ^k为第k次故障后节点对(m,n)间最短电气距离，为两点之间的等值阻抗。

进一步地，对于天然气网而言，第k次故障后全局网络效能公式中N_G表示天然气网气源节点集合；N_L表示天然气网负荷节点集合；ω_m为天然气网第m个气源节点的权重，为气源节点的节点注入功率；ω_n为天然气网第n个负荷节点的权重，为天然气网负荷节点的节点注入功率；d_mn ^k为第k次故障后节点对(m,n)间最短燃气距离，为两点之间的等值阻抗。

进一步地，为反应故障对于电-气互联网络传输能力的影响程度，定义全局网络效能损失率为：

式中，E₀为未发生任何故障时的全局网络效能值。

进一步地，步骤S5中，为降低电-气互联网络运行风险，根据评估分析的结果对能源转换设备的配置进行控制，设置合适的传输功率占比以及对设备选址进行优化，提高系统的安全运行稳定性，具体如下：

首先，根据不同传输功率占比对故障在电网和天然气网间传播的影响进行结果分析，结合全局网络效能值的增加值、负荷损失率指标、全局网络效能损失率指标选择不同的传输功率占比，基于此，根据步骤S1.3所述传输功率占比公式设定燃气轮机总出力以及P2G气源总出气量；

然后，设置电网n-1线路故障蓄意故障导致不同接入位置的P2G设备被切除的场景下，对比分析负荷损失率指标以及全局网络效能损失率指标的结果，以此对P2G设备选址进行优化。

与现有技术相比，本发明的有益效果如下：

本发明提供的一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法，从有效降低电-气互联网络运行风险，为电-气互联网络的安全运行提供了参考依据。供能效率与供能可靠性角度考虑电网故障对天然气网连锁故障的影响并对比了电网与天然气网不同耦合程度下故障在两网间的传播特性，据此对能源转换设备的配置进行控制，有效降低电-气互联网络运行风险，为电-气互联网络的安全运行提供了参考依据。

附图说明

图1为本发明一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法的流程图。

图2为本发明电-气互联网络耦合结构示意图。

图3为本发明算例仿真电-气互联测试网络结构示意图。

图4为本发明各场景下天然气网负荷损失率分布曲线对比图。

图5为本发明各场景下天然气网全局网络效能损失率分布曲线对比图。

图6为本发明不同电网线路故障下天然气网负荷损失率分布曲线对比图。

图7为本发明不同电网线路故障下天然气网全局网络效能损失率分布曲线对比图。

具体实施方式

以下结合附图和实例对本发明的具体实施作进一步说明，但本发明的实施和保护不限于此。

实施例：

一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法，如图1所示，包括以下步骤：

S1、如图2所示，基于建立的电网与天然气网稳态潮流模型，设置电-气互联网络的传输功率占比，根据给定的初始条件，确定电网和天然气网故障前的运行状态，具体包括以下步骤：

S1.1、建立电网稳态潮流模型，电网稳态运行时需满足以下运行约束条件，具体包括：

式中：N_e表示电网节点集合；G_ii和B_ii分别表示对应支路的电导和电纳；θ_ii表示第i个电网节点和第j个电网节点的电压相位差；V_i和V_j表示第i个电网节点和第j个电网节点的节点电压幅值；P_i,G和Q_i,G分别表示第i个电网节点上的发电机的有功出力和无功出力；P_i,L和Q_i,L分别表示第i个电网节点的有功负荷和无功负荷；△P_i,L和△Q_i,L分别表示第i个电网节点的有功负荷削减量和无功负荷削减量；线路mn为以第m个电网节点为首端节点和以第n个电网节点为末端节点的线路，P_mn,l表示线路mn的传输功率；P_i,G ^max和P_i,G ^min分别表示第i个电网节点上的发电机的有功出力上下限；Q_i,G ^max和Q_i,G ^min分别表示第i个电网节点上的发电机的无功出力上下限；V_i ^max和V_i ^min分别表示第i个电网节点的电压的上下限；线路mn为以第m个电网节点为首端节点和以第n个电网节点为末端节点的线路，P_mn,l ^max和P_mn,l ^min分别表示线路mn的传输功率的上下限；△P^k _i,L和△Q^k _i,L表示发生第k次故障后第i个电网节点的有功负荷削减量和无功负荷削减量；△P_i,L ^max和△Q_i,L ^max分别表示第i个电网节点的有功负荷削减量最大值和无功负荷削减量最大值；

S1.2、建立天然气网稳态潮流模型，天然气网应满足以下运行约束条件，保证天然气网在正常运行状态或故障后能够逐步过渡到新稳定运行状态：

W_i,G-L_i,L+ΔL_i,L-L_i,GT+W_i,P2G-f_i,C-τ_i,C-f_i,in＝0 i∈N_g；

式中：N_g表示天然气网节点集合；π_m和π_n分别为第m个天然气网输入节点和第n个天然气网输出节点的气压；管道mn为以第m个天然气网节点为首端节点和以第n个天然气网节点为末端节点的线路，f_mn为管道平均流量；sign(π_m-π_n)为符号函数；C_mn表示与管道温度、两端距离、直径、压缩因子、管道摩擦系数、气体密度有关的管道传输系数；f_mn ^max和f_mn ^min分别表示管道mn的传输容量的上限和下限；π_i ^max和π_i ^min分别表示第i个节点处气压的最大值和最小值；，W_i,G ^max和W_i,G ^min分别表示第i个天然气网节点处气源出气量的最大值和最小值；π_p,C和π_q,C分别为压缩机进、出口压力；τ_pq,C和f_pq,C分别为压缩机所耗天然气流量和流经压缩机流量；H_pq,C为表示压缩机消耗的电功率；K_pq,C为升压比；B_pq,C,Z_pq,C,α_pq,C,β_pq,C,γ_pq,C为压缩机模型参数，为常数；P_pq,C ^max和P_pq,C ^min分别表示第i个天然气网节点处气源出气量的最大值和最小值；L_i,L、f_i,in、△L_i,L分别表示第i个天然气网节点处的天然气负荷大小、第i个天然气网节点处的注入天然气流量大小、第i个天然气网节点处的天然气负荷削减量；△L^k _i,L表示发生第k次故障后第i个天然气网节点处的天然气负荷削减量，△L_i,L ^max表示第i个天然气网节点处天然气负荷削减量最大值；

S1.3、设置不同的电-气互联网络的传输功率占比用于分析不同耦合程度下故障在两网间传播特性，可定义为：

式中，λ_GT和λ_P2G分别表示燃气轮机和P2G设备的传输功率占比；P_m,GT和P_n,G分别表示第m个电网燃气轮机的出力和第n个电网发电机(包括燃气轮机以及其他类型的发电机)的出力；W_p,P2G和W_q,G分别表示第p个天然气网P2G气源的出气量和第q个天然气网气源(包括P2G气源以及其他类型的气源)的出气量，GT、G、P2G分别表示燃气轮机、发电机、可再生能源发电(P2G)设备的数量；

S1.4、根据电-气互联网络给定的初始条件，确定电网和天然气网的初始潮流流向和大小，以此作为电-气互联网络故障前的运行状态。

S2、本实施例中，设定故障模拟次数N＝1，进行电网蒙特卡洛故障模拟，通过电网稳态潮流计算，采用负荷分级的故障后控制方式，求取故障下电网的运行状态，据此确定耦合功率；

负荷分级的故障后控制方式具体为：对负荷进行分级，由于目前多种能源供应尚未完善，定义能源转换负荷为一级负荷，其余负荷为二级负荷；

在电网蒙特卡洛故障模拟完成后，根据稳态潮流方程调整每个孤岛的发电机出力以及负荷水平以保持功率的平衡，若发电机出力已调整至上限时电网仍未满足负荷需求，采用负荷分级的故障后控制方式即在满足负荷切除约束下优先切除级别低的负荷，直至达到功率平衡。

S3、进行耦合设备的能量转换，进行天然气网蒙特卡洛故障模拟，通过天然气网稳态潮流计算，采用负荷分级的故障后控制方式，求取故障下天然气网的运行状态，具体包括以下步骤：

S3.1、根据电网随机故障后计算得出的潮流状态求取电网耦合功率后，利用燃气轮机和P2G设备之间的稳态能量转换关系计算出天然气网耦合功率；

表征燃气轮机和P2G设备之间的稳态能量转换关系的模型可以表示为：

式中：L_GT和P_GT分别为燃气轮机的燃气消耗和输出有功功率；W_P2G和P_P2G分别为P2G设备产生的天然气流量和消耗的有功功率；H_G为天然气热值；η_GT和η_P2G分别为燃气轮机和P2G的转换效率。

S3.2、在天然气网故障集内进行天然气网蒙特卡洛故障模拟；

S3.3、利用建立的天然气网稳态潮流模型进行天然气网稳态潮流计算求取故障下运行状态；

S3.4、天然气网蒙特卡洛故障模拟完成后，首先通过增加其他气源的输出量以满足天然气网功率平衡，若增加其他气源的输出量未能满足此时的负荷需求，采用负荷分级的故障后控制方式，在满足负荷削减约束下对部分负荷进行切除，保证整个网络在故障后逐步恢复到稳态。

S4、返回步骤S2进行下一次故障模拟，直至达到设置的最大故障模拟仿真次数N_set；

S5、构建负荷损失率以及全局网络效能损失率指标进行考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估分析，根据评估分析采用能源转换设备的配置控制方式。

所述负荷损失率指标可用于分别反映电网和天然气网的供能效率的损失程度，从而反映故障对电网和天然气网的破坏程度；负荷损失率可表示为故障导致的负荷切除量占故障前总负荷的比例：

对于电网而言，式中P_i为未发生故障时节点i的可供电网负荷；P_s,i,k为发生第k次故障时段内孤岛s内节点i的可供电网负荷；N表示电网负荷节点集合；N_s表示故障后电网孤岛总数；N_sk表示故障后电网第s个孤岛内的节点总数；对于气网而言，式中P_i为未发生故障时节点i的可供天然气网流量；P_s,i,k为发生第k次故障时段内孤岛s内节点i的可供天然气网流量；N表示天然气网负荷节点集合；N_s表示故障后天然气网孤岛总数；N_sk表示故障后天然气网第s个孤岛内的节点总数；

负荷损失率很好地反映了故障对电-气互联网络造成的破坏程度，负荷损失率越大，表示故障后电-气互联网络损失的负荷越多，故障后电-气互联网络破坏程度越严重。

网络效能值指标用于反映故障对于电-气互联网络的连通以及能量传输的破坏程度，体现故障对网络供能可靠性的影响以及对电-气互联网络运行状态的破坏程度；在复杂网络理论中，节点对(m,n)间的效能值定义为节点对间最短距离的倒数，当节点对之间不存在直接或间接连接时，效能值为0；结合网络物理特性，用最短电气/燃气距离代替最短距离，将发电机/气源出力和电网/天然气网负荷大小作为权重；在此基础上，为了衡量电-气互联网络整体传输效能，将电-气互联网络网络中所有节点对应的效能平均值定义为全局网络效能，第k次故障后全局网络效能可定义为：

对于电网而言，式中N_G表示电网发电机节点集合；N_L表示电网负荷节点集合；ω_m为电网第m个发电机节点的权重，为发电机节点的节点注入功率；ω_n为电网第n个负荷节点的权重，为电网负荷节点的节点注入功率；d_mn ^k为第k次故障后节点对(m,n)间最短电气距离，为两点之间的等值阻抗。

对于天然气网而言，第k次故障后全局网络效能公式中N_G表示天然气网气源节点集合；N_L表示天然气网负荷节点集合；ω_m为天然气网第m个气源节点的权重，为气源节点的节点注入功率；ω_n为天然气网第n个负荷节点的权重，为天然气网负荷节点的节点注入功率；d_mn ^k为第k次故障后节点对(m,n)间最短燃气距离，为两点之间的等值阻抗。

为反应故障对于电-气互联网络传输能力的影响程度，定义全局网络效能损失率为：

式中，E₀为未发生任何故障时的全局网络效能值。

进一步地，步骤S5中，为降低电-气互联网络运行风险，根据评估分析的结果对能源转换设备的配置进行控制，设置合适的传输功率占比以及对设备选址进行优化，提高系统的安全运行稳定性，具体如下：

首先，根据不同传输功率占比对故障在电网和天然气网间传播的影响进行结果分析，结合全局网络效能值的增加值、负荷损失率指标、全局网络效能损失率指标选择不同的传输功率占比，基于此，根据步骤S1.3所述传输功率占比公式设定燃气轮机总出力以及P2G气源总出气量；

然后，设置电网n-1线路故障蓄意故障导致不同接入位置的P2G设备被切除的场景下，对比分析负荷损失率指标以及全局网络效能损失率指标的结果，以此对P2G设备选址进行优化。

本实施例中，采用改进的IEEE39节点电力系统和比利时20节点天然气系统组成电-气互联测试网络进行连锁故障评估分析，如图3所示。将IEEE39节点电力系统第30个节点EB30、第31个节点EB31、第39个节点EB39上的发电机组设置为燃气轮机机组，分别由天然气系统的第7个节点GB7、第9个节点GB9、第16个节点GB16供应天然气进行发电；将比利时20节点天然气系统的第2个节点GB2、第14个节点GB14、第17个节点GB17上的气源设置为P2G气源，分别通过电力系统第7个节点EB7、第27个节点EB27、第38个节点EB38供气。比利时20节点天然气系统中的节点的参数如表1所示，本实施例中，最大故障模拟仿真次数设置为200次。

表1 20节点天然气网节点参数

设置不同场景下电-气互联网络的传输功率占比分别为15％，30％，45％。对不同场景下的电-气互联网络进行初始潮流计算，对比电网与天然气网无耦合时，传输功率占比为15％，30，45％下的电-气互联网络全局网络效能值分别提高了20.018％，37.094％，55.571％，可见电网与天然气网通过能量双向耦合增加了电-气互联网络的全局网络传输效能，提高了能量的传输效率和能源的利用效率。

图4和图5分别给出了不同传输功率占比的场景下，考虑电网故障影响的天然气网连锁故障的负荷损失率和全局网络效能损失率的分布曲线对比图。由图可见，随着传输功率占比的增加，电网与天然气网间耦合程度提高，电网故障对于天然气网故障的影响程度不断增加，天然气网故障后的负荷损失率和全局网络效能损失量随之增加，天然气网发生连锁故障的风险也随之增加。图5和图6分别给出了不同电网线路故障情况下，考虑电网故障影响的天然气网连锁故障的负荷损失率和全局网络效能损失率的分布曲线对比图。由图可见，当电网n-1线路故障为蓄意故障导致P2G设备被切除时的故障影响比随机线路故障影响明显大得多，天然气网故障后的负荷损失率和全局网络效能损失量大大增加。连接耦合设备的电网蓄意线路故障引起了耦合功率的大幅波动，更易天然气网的连锁故障，大大增加了气网的运行风险。

从仿真结果得出电-气互联网络在双向能量流动的状态下传输功率占比的增加能提高能量传输效能，但同时会加剧故障在两网间的传播，增加了系统整体的运行风险，更易引发电-气互联网络连锁故障。耦合功率的波动变化是电-气互联网络故障在两网间传播的主要因素，造成耦合功率大幅波动变化的蓄意故障更易引发电-气互联网络连锁故障。

综上所述，为降低系统运行风险，可据此对能源转换设备的配置进行控制，设置合适的传输功率占比以及对设备选址进行优化，提高系统的安全运行稳定性。

显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明权利要求的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1、基于建立的电网与天然气网稳态潮流模型，设置电-气互联网络的传输功率占比，根据给定的初始条件，确定电网和天然气网故障前的运行状态；

S2、进行电网蒙特卡洛故障模拟，通过电网稳态潮流计算，采用负荷分级的故障后控制方式，求取故障下电网的运行状态，据此确定耦合功率；

S3、进行耦合设备的能量转换，进行天然气网蒙特卡洛故障模拟，通过天然气网稳态潮流计算，采用负荷分级的故障后控制方式，求取故障下天然气网的运行状态；

S4、返回步骤S2进行下一次故障模拟，直至达到设置的最大故障模拟仿真次数N_set；

S5、构建负荷损失率以及全局网络效能损失率指标进行考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估分析，根据评估分析的结果采用能源转换设备的配置控制方式。

2.根据权利要求1所述的一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法，其特征在于，步骤S1具体包括以下步骤：

S1.1、建立电网稳态潮流模型，电网稳态运行时需满足以下运行约束条件，具体包括：

V_i ^min＜V_i＜V_i ^max i∈N_e；

式中：N_e表示电网节点集合；G_ii和B_ii分别表示对应支路的电导和电纳；θ_ii表示第i个电网节点和第j个电网节点的电压相位差；V_i和V_j表示第i个电网节点和第j个电网节点的节点电压幅值；P_i,G和Q_i,G分别表示第i个电网节点上的发电机的有功出力和无功出力；P_i,L和Q_i,L分别表示第i个电网节点的有功负荷和无功负荷；△P_i,L和△Q_i,L分别表示第i个电网节点的有功负荷削减量和无功负荷削减量；线路mn为以第m个电网节点为首端节点和以第n个电网节点为末端节点的线路，P_mn,l表示线路mn的传输功率；P_i,G ^max和P_i,G ^min分别表示第i个电网节点上的发电机的有功出力上下限；Q_i,G ^max和Q_i,G ^min分别表示第i个电网节点上的发电机的无功出力上下限；V_i ^max和V_i ^min分别表示第i个电网节点的电压的上下限；线路mn为以第m个电网节点为首端节点和以第n个电网节点为末端节点的线路，P_mn,l ^max和P_mn,l ^min分别表示线路mn的传输功率的上下限；△P^k _i,L和△Q^k _i,L表示发生第k次故障后第i个电网节点的有功负荷削减量和无功负荷削减量；△P_i,L ^max和△Q_i,L ^max分别表示第i个电网节点的有功负荷削减量最大值和无功负荷削减量最大值；

S1.2、建立天然气网稳态潮流模型，天然气网应满足以下运行约束条件，保证天然气网在正常运行状态或故障后能够逐步过渡到新稳定运行状态：

W_i,G-L_i,L+ΔL_i,L-L_i,GT+W_i,P2G-f_i,C-τ_i,C-f_i,in＝0i∈N_g；

式中：N_g表示天然气网节点集合；π_m和π_n分别为第m个天然气网输入节点和第n个天然气网输出节点的气压；管道mn为以第m个天然气网节点为首端节点和以第n个天然气网节点为末端节点的线路，f_mn为管道平均流量；sign(π_m-π_n)为符号函数；C_mn表示与管道温度、两端距离、直径、压缩因子、管道摩擦系数、气体密度有关的管道传输系数；f_mn ^max和f_mn ^min分别表示管道mn的传输容量的上限和下限；π_i ^max和π_i ^min分别表示第i个节点处气压的最大值和最小值；，W_i,G ^max和W_i,G ^min分别表示第i个天然气网节点处气源出气量的最大值和最小值；π_p,C和π_q,C分别为压缩机进、出口压力；τ_pq,C和f_pq,C分别为压缩机所耗天然气流量和流经压缩机流量；H_pq,C为表示压缩机消耗的电功率；K_pq,C为升压比；B_pq,C,Z_pq,C,α_pq,C,β_pq,C,γ_pq,C为压缩机模型参数，为常数；P_pq,C ^max和P_pq,C ^min分别表示第i个天然气网节点处气源出气量的最大值和最小值；L_i,L、f_i,in、△L_i,L分别表示第i个天然气网节点处的天然气负荷大小、第i个天然气网节点处的注入天然气流量大小、第i个天然气网节点处的天然气负荷削减量；△L^k _i,L表示发生第k次故障后第i个天然气网节点处的天然气负荷削减量，△L_i,L ^max表示第i个天然气网节点处天然气负荷削减量最大值；

S1.3、设置不同的电-气互联网络的传输功率占比用于分析不同耦合程度下故障在两网间传播特性，可定义为：

式中，λ_GT和λ_P2G分别表示燃气轮机和P2G设备的传输功率占比；P_m,GT和P_n,G分别表示第m个电网燃气轮机的出力和第n个电网发电机的出力；W_p,P2G和W_q,G分别表示第p个天然气网P2G气源的出气量和第q个天然气网气源的出气量，GT、G、P2G分别表示燃气轮机、发电机、可再生能源发电(P2G)设备的数量；

S1.4、根据电-气互联网络给定的初始条件，确定电网和天然气网的初始潮流流向和大小，以此作为电-气互联网络故障前的运行状态。

3.根据权利要求2所述的一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法，其特征在于，步骤S2中，对负荷进行分级，由于目前多种能源供应尚未完善，定义能源转换负荷为一级负荷，其余负荷为二级负荷；

在电网蒙特卡洛故障模拟完成后，根据稳态潮流方程调整每个孤岛的发电机出力以及负荷水平以保持功率的平衡，若发电机出力已调整至上限时电网仍未满足负荷需求，采用负荷分级的故障后控制方式即在满足负荷切除约束下优先切除级别低的负荷，直至达到功率平衡。

4.根据权利要求3所述的一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法，其特征在于，步骤S3具体包括以下步骤：

S3.1、根据电网随机故障后计算得出的潮流状态求取电网耦合功率后，利用燃气轮机和P2G设备之间的稳态能量转换关系计算出天然气网耦合功率；

S3.2、在天然气网故障集内进行天然气网蒙特卡洛故障模拟；

S3.3、利用建立的天然气网稳态潮流模型进行天然气网稳态潮流计算求取故障下运行状态；

S3.4、天然气网蒙特卡洛故障模拟完成后，首先通过增加其他气源的输出量以满足天然气网功率平衡，若增加其他气源的输出量未能满足此时的负荷需求，采用负荷分级的故障后控制方式，在满足负荷削减约束下对部分负荷进行切除，保证整个网络在故障后逐步恢复到稳态。

5.根据权利要求4所述的一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法，其特征在于，表征燃气轮机和P2G设备之间的稳态能量转换关系的模型可以表示为：

式中：L_GT和P_GT分别为燃气轮机的燃气消耗和输出有功功率；W_P2G和P_P2G分别为P2G设备产生的天然气流量和消耗的有功功率；H_G为天然气热值；η_GT和η_P2G分别为燃气轮机和P2G的转换效率。

6.根据权利要求5所述的一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法，其特征在于，步骤S5中，所述负荷损失率指标可用于分别反映电网和天然气网的供能效率的损失程度，从而反映故障对电网和天然气网的破坏程度；负荷损失率可表示为故障导致的负荷切除量占故障前总负荷的比例：

对于电网而言，式中P_i为未发生故障时节点i的可供电网负荷；P_s,i,k为发生第k次故障时段内孤岛s内节点i的可供电网负荷；N表示电网负荷节点集合；N_s表示故障后电网孤岛总数；N_sk表示故障后电网第s个孤岛内的节点总数；对于气网而言，式中P_i为未发生故障时节点i的可供天然气网流量；P_s,i,k为发生第k次故障时段内孤岛s内节点i的可供天然气网流量；N表示天然气网负荷节点集合；N_s表示故障后天然气网孤岛总数；N_sk表示故障后天然气网第s个孤岛内的节点总数；

负荷损失率反映了故障对电-气互联网络造成的破坏程度，负荷损失率越大，表示故障后电-气互联网络损失的负荷越多，故障后电-气互联网络破坏程度越严重。

7.根据权利要求6所述的一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法，其特征在于，步骤S5中，网络效能值指标用于反映故障对于电-气互联网络的连通以及能量传输的破坏程度，体现故障对网络供能可靠性的影响以及对电-气互联网络运行状态的破坏程度；在复杂网络理论中，节点对(m,n)间的效能值定义为节点对间最短距离的倒数，当节点对之间不存在直接或间接连接时，效能值为0；结合网络物理特性，用最短电气/燃气距离代替最短距离，将发电机/气源出力和电网/天然气网负荷大小作为权重；在此基础上，为了衡量电-气互联网络整体传输效能，将电-气互联网络网络中所有节点对应的效能平均值定义为全局网络效能，第k次故障后全局网络效能可定义为：

对于电网而言，式中N_G表示电网发电机节点集合；N_L表示电网负荷节点集合；ω_m为电网第m个发电机节点的权重，为发电机节点的节点注入功率；ω_n为电网第n个负荷节点的权重，为电网负荷节点的节点注入功率；d_mn ^k为第k次故障后节点对(m,n)间最短电气距离，为两点之间的等值阻抗。

8.根据权利要求7所述的一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法，其特征在于，对于天然气网而言，第k次故障后全局网络效能公式中N_G表示天然气网气源节点集合；N_L表示天然气网负荷节点集合；ω_m为天然气网第m个气源节点的权重，为气源节点的节点注入功率；ω_n为天然气网第n个负荷节点的权重，为天然气网负荷节点的节点注入功率；d_mn ^k为第k次故障后节点对(m,n)间最短燃气距离，为两点之间的等值阻抗。

9.根据权利要求8所述的一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法，其特征在于，为反应故障对于电-气互联网络传输能力的影响程度，定义全局网络效能损失率为：

式中，E₀为未发生任何故障时的全局网络效能值。

10.根据权利要求1～9任一项所述的一种考虑电网故障影响的天然气网连锁故障评估控制方法，其特征在于，步骤S5中，为降低电-气互联网络运行风险，根据评估分析的结果对能源转换设备的配置进行控制，设置合适的传输功率占比以及对设备选址进行优化，提高系统的安全运行稳定性，具体如下：

首先，根据不同传输功率占比对故障在电网和天然气网间传播的影响进行结果分析，结合全局网络效能值的增加值、负荷损失率指标、全局网络效能损失率指标选择不同的传输功率占比，基于此，根据步骤S1.3所述传输功率占比公式设定燃气轮机总出力以及P2G气源总出气量；

然后，设置电网n-1线路故障蓄意故障导致不同接入位置的P2G设备被切除的场景下，对比分析负荷损失率指标以及全局网络效能损失率指标的结果，以此对P2G设备选址进行优化。

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