CN113098018A - 一种电-气区域综合能源系统多能流计算收敛调整方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种电‑气区域综合能源系统多能流计算收敛调整方法，1)基于EH的节点处理，采用牛顿‑拉夫逊法进行电‑气区域综合能源系统多能流解耦计算；2)分开对电力系统和天然气系统的能流计算进行收敛性判定，及不平衡量类型与主要节点的识别；3)进行收敛解耦调整：若为有功功率不平衡采用EH平衡机调整方式，若为无功功率不平衡或轻微有功功率不平衡采用电力节点类型转换调整方式，若为流量不平衡采用天然气节点压力调整方式。该方法考虑了迭代计算中变量的变化特征及实际意义，根据能流计算中不平衡变量类型进行解耦调整，能科学有效地进行电‑气区域综合能源系统多能流计算收敛调整。

Description

一种电-气区域综合能源系统多能流计算收敛调整方法

技术领域

本发明涉及综合能源系统工程技术领域，尤其是涉及电-气区域综合能源系统多能流计算收敛调整方法。

背景技术

综合能源系统(integrated energy system，IES)可实现电能、天然气能源和热能等多能源的协同供应，有效提高分布式可再生能源的就地消纳能力，在满足用户需求的前提下减少对外电网的依赖，得到了广泛的研究与关注。电-气区域综合能源系统由电力系统、天然气系统及能量中心构成，主要实现区域范围内配电网、配气网、区域能量中心及其他区域能源系统之间的互补支撑。电-气区域综合能源系统中，电/气耦合环节是通过能量中心实现的，其负责电/气能源的转换、分配和存储。能量中心存在不同的结构和组成方式，可用能源集线器(energy hub，EH)来描述其中的能源耦合关系。EH可运行于2种模式：以热定电(following the thermal load，FTL)和以电定热(following the electric load，FEL)。

IES确定性多能流计算是在某一确定的工况下，根据系统中部分已知信息求取节点电压/压力、支路电功率/流量等状态参数，从而确定出整个系统的运行状态。确定性多能流计算是IES分析与运行的重要基础，可为其设备选址定容、运行决策和故障分析等提供依据。随着能源形态与规模的发展，电-气区域综合能源系统内多能源之间的耦合不断加深，耦合元件EH数量不断增加，各种形式的负荷不断加剧，容易出现潮流计算不收敛的情况。因此，亟需研究电-气区域综合能源系统多能流计算不收敛问题及其调整方法。

目前，国内外对于IES多能流计算与分析的研究主要集中于确定性多能流、最优多能流、概率多能流的计算和算法上。然而对于IES多能流计算收敛性问题及收敛调整方法的研究较少。已有的能流计算收敛调整方法研究大多针对于高压输电网。在数学的层面出发，电力系统潮流求解本质为多元非线性方程组的求解。其潮流计算不收敛主要有2种情况：一是算法本身的收敛性不足，计算不出潮流解，称为病态潮流问题；二是潮流方程组本身无解，称为潮流无解问题。然而，在电-气区域综合能源系统中，电力系统为配电网，不同于高压输电网，配电网线路电阻和电抗数值接近，有功功率和无功功率耦合性较强，导致节点注入有功功率变化和无功功率变化共同影响节点电压幅值大小；其含天然气系统，存在耦合电、气能源的EH，导致能流计算的状态变量和控制变量多且耦合关系较复杂。上述特点使得电-气区域综合能源系多能流计算不收敛机理及无解调整方法不同于高压输电网。

发明内容

本发明旨在解决现有技术中存在的技术问题之一。为此，本发明提出一种电-气区域综合能源系统多能流计算收敛调整方法，包括如下步骤：

1)基于EH的节点处理，采用牛顿-拉夫逊法进行电-气区域综合能源系统多能流解耦计算；

2)分开对电力系统和天然气系统的能流计算进行收敛性判定，及不平衡量类型与主要节点的识别；

3)进行收敛解耦调整：若为有功功率不平衡采用EH平衡机调整方式，若为无功功率不平衡或轻微有功功率不平衡采用电力节点类型转换调整方式，若为流量不平衡采用天然气节点压力调整方式。

其中，所述的基于EH的节点处理，采用牛顿-拉夫逊法进行电-气区域综合能源系统多能流解耦计算，包括如下步骤：

对电-气区域综合能源系统进行潮流计算节点类型处理，将天然气系统中的气源处理为气平衡节点，其余节点处理为气负荷节点；将电力系统中节点类型处理为电力平衡节点、PQ节点、PV节点；进行耦合元件EH解耦处理：对于天然气系统将其处理为气负荷节点，对于电力系统，将承担电力功率平衡的EH处理为电力平衡节点，其它情况下处理为PQ节点；

进行EH的节点处理后，采用牛顿-拉夫逊法解耦求解电-气区域综合能源系统多能流：EH作为电力平衡节点下，先求解电力系统，再依次求解EH和天然气系统；EH作为PQ节点下，先求解EH，再分开求解电力系统和天然气系统。

其中，所述的分开对电力系统和天然气系统的能流计算进行收敛性判定，及不平衡量类型与主要节点的识别，具体如下：

从数学角度看，基于电气解耦的电-气区域综合能源系统多能流计算的本质是求解非线性方程组；基于解耦计算和牛顿-拉夫逊法下电-气区域综合能源系统多能流模型可写为

f(x)＝0 (1)

其中，f(x)为有功、无功功率、天然气流量函数矩阵，x为系统待求的状态变量向量；

由此，多能流不收敛的主要因素包括电力有功功率不平衡、电力无功功率不平衡、天然气流量不平衡；不平衡的程度可用不平衡量来描述，求解式(1)过程中电力系统和天然气系统第k次迭代的不平衡量可统一简写为

Δf^(k)＝0-f(x^(k))＝JΔx^(k) (2)

其中，Δf为有功功率、无功功率、天然气流量不平衡量，Δx为状态变量的修正量，J为雅克比矩阵；

Δx^(k)表示状态变量在相邻两次迭代计算之间变化的差值，当|Δx^(k)|逐渐趋于减小时，能够反映状态变量的变化逐渐趋于稳定；当|Δf^(k)|逐渐趋于减小时，说明在该迭代过程中有功、无功功率、天然气流量的迭代计算值正逐渐向其实际注入值逼近，由此，Δf^(k)较Δx^(k)更具有明确的实际意义；进而提出由|Δf^(k)|的最大值|Δf^(k)|_max进行能流计算不收敛判定、不收敛下的不平衡量类型与主要节点的识别，具体包括：

1)分开对电力系统和天然气系统的能流计算进行收敛性判定及不平衡量类型与主要节点的识别；

2)当|Δf^(k)|_max在迭代过程中逐渐减小并最终减小至满足精度要求时，则能流计算判定为收敛；当|Δf^(k)|_max出现振荡并在规定的迭代次数下始终无法减小至满足精度要求，则能流计算判定为不收敛；

3)能流不收敛下，取迭代计算过程中|Δf^(k)|_max最小的一次迭代，该次迭代的计算值最接近于实际注入值；电-气区域综合能源系统中的电力系统为配电网，对于电力系统，若|Δf^(k)|_max为有功不平衡量，则认为电力系统能流计算不收敛的因素为有功功率不平衡；若|Δf^(k)|_max为无功不平衡量，则认为能流计算不收敛的因素为无功功率不平衡；对于天然气系统，若|Δf^(k)|_max为流量不平衡量，则认为天然气系统能流计算不收敛的因素为流量不平衡；

4)取迭代计算过程中|Δf^(k)|_max最小的一次迭代，再取该次迭代中|Δf^(k)|较大的节点，这些节点上的不平衡量较大，则认为其是导致能流计算不收敛的主要节点。

其中，所述的进行收敛解耦调整：若为有功功率不平衡采用EH平衡机调整方式，若为无功功率不平衡或轻微有功功率不平衡采用电力节点类型转换调整方式，若为流量不平衡采用天然气节点压力调整方式，包括如下步骤：

电力系统能流计算不收敛下，进行不平衡量类型与主要节点的识别，若为有功功率不平衡，则采用EH平衡机调整方式，若为无功功率不平衡或轻微有功功率不平衡，则采用电力节点类型转换调整方式，直到能流计算收敛；天然气系统能流计算不收敛下，进行能流不收敛主要节点的识别，采用天然气节点压力调整方式，直到能流计算收敛。

所述的EH平衡机调整方式，电力节点类型转换调整方式，天然气节点压力调整方式，具体包括：

1)EH平衡机调整方式

含多EH的电-气区域综合能源系统，可设置FEL工作模式的EH运行于电力平衡机状态，以平衡电力系统有功功率，调整能流计算的收敛性；给定EH电力平衡机节点的电压幅值，相位角为待求的状态变量，称该节点类型为V节点；含m个EH电力平衡机的电力系统会增加m个待求的状态变量，为进行能流计算，需增加m个方程；同时，电力平衡机出力是随机变化的，某些电力平衡机出力可能出现越限的情况，为此，设置电力平衡机的出力比例，约束各电力平衡机的出力；当系统中有2个电力平衡机k、j时，令其出力成一定比例，即P_Gj＝c_jP_Gk，c_j为出力比，0<c_j<1，则有

P_Lj+P_j(x)＝c_j(P_Lk+P_k(x)) (3)

其中，P_Lk、P_Lj、P_k(x)、P_j(x)分别为电力平衡机节点k、j的负荷有功功率和注入有功功率；

电力系统增加m个EH电力平衡机时，增加类似于式(3)的m个功率方程；通过改变c_j值可分配各电力平衡机之间的出力比。

2)电力节点类型转换调整方式

配电网中有功功率与无功功率共同影响系统的电压大小，对于能流不收敛下的无功功率不平衡或轻微有功功率不平衡，可通过补偿电力节点无功功率来调整能流计算收敛；基于先将PQ节点设置为PV节点再逐步恢复为PQ节点的思路，电力节点类型转换调整方式为：首先进行电力系统能流计算不收敛不平衡量类型的识别，并寻找导致能流计算不收敛的主要PQ节点；其次将所寻找到的主要PQ节点设置为PV节点，电压幅值设置为1pu，进行能流计算；最后将设置的PV节点恢复为PQ节点，将其作为PV节点时计算得到的注入无功功率作为补偿量进行补偿。

3)天然气节点压力调整方式

天然气系统能流计算不收敛可通过天然气节点压力调整方式来调整，具体步骤包括：

①首先进行导致能流计算不收敛的主要天然气节点识别，得到主要节点j及此时的迭代次数k；

②由式(4)计算得到天然气节点j的压力调整量δ_pj

其中，p_j为天然气节点j在第k次迭代时的压力计算值；

③由天然气节点j的压力供给者(就近压缩机或气源)提供压力调整量，压力供给者的出口压力需调整为

其中，p_s ^*为气源或压缩机调整后的出口压力，p_s为气源或压缩机调整前的出口压力。

本发明实施例，至少具有如下有益的技术效果：

1)多能流计算不收敛的不平衡量类型及主要节点识别方法，考虑了迭代计算中变量的变化特征及实际意义，能分开识别出导致电力系统和天然气系统能流计算不收敛的因素与主要节点，该方法解决了配电网有功与无功功率较强耦合性给其能流收敛调整带来的困难，且可为诊断导致含多耦合环节多能流系统能流计算不收敛的因素提供思路与方法。

2)电-气区域综合能源系统多能流计算收敛解耦调整方法，根据能流计算中不平衡变量类型进行解耦调整，EH电力平衡机调整方式考虑了EH不同运行模式的特性，该方法有较好的调整效果，且简化了含多耦合节点多能流系统的能流收敛调整，具有很好的工程实用性。

附图说明

图1是本发明一实施例提供的一种电-气区域综合能源系统多能流计算收敛调整方法的流程图；

图2是本发明一实施例的电-气区域综合能源系统算例拓扑图；

图3是第6次迭代的电力节点无功功率不平衡量；

图4是第19次迭代的天然气节点压力；

图5是调整后的电力系统能流计算结果；

图6是调整后的天然气系统能流计算结果；

图7是调整后的Case3系统多能流计算结果。

具体实施方式

下面结合附图及具体实施例对本发明做进一步的说明，但下述实施例绝非对本发明有任何限制。

一种电-气区域综合能源系统多能流计算收敛调整方法，如图1所示，包括如下步骤：

1)基于EH的节点处理，采用牛顿-拉夫逊法进行电-气区域综合能源系统多能流解耦计算；

2)分开对电力系统和天然气系统的能流计算进行收敛性判定，及不平衡量类型与主要节点的识别；

3)进行收敛解耦调整：若为有功功率不平衡采用EH平衡机调整方式，若为无功功率不平衡或轻微有功功率不平衡采用电力节点类型转换调整方式，若为流量不平衡采用天然气节点压力调整方式。

其中，所述的基于EH的节点处理，采用牛顿-拉夫逊法进行电-气区域综合能源系统多能流解耦计算，包括如下步骤：

对电-气区域综合能源系统进行潮流计算节点类型处理，将天然气系统中的气源处理为气平衡节点，其余节点处理为气负荷节点；将电力系统中节点类型处理为电力平衡节点、PQ节点、PV节点；进行耦合元件EH解耦处理：对于天然气系统将其处理为气负荷节点，对于电力系统，将承担电力功率平衡的EH处理为电力平衡节点，其它情况下处理为PQ节点；

进行EH的节点处理后，采用牛顿-拉夫逊法解耦求解电-气区域综合能源系统多能流：EH作为电力平衡节点下，先求解电力系统，再依次求解EH和天然气系统；EH作为PQ节点下，先求解EH，再分开求解电力系统和天然气系统。

其中，所述的分开对电力系统和天然气系统的能流计算进行收敛性判定，及不平衡量类型与主要节点的识别，具体如下：

从数学角度看，基于电气解耦的电-气区域综合能源系统多能流计算的本质是求解非线性方程组；基于解耦计算和牛顿-拉夫逊法下电-气区域综合能源系统多能流模型可写为

f(x)＝0 (1)

其中，f(x)为有功、无功功率、天然气流量函数矩阵，x为系统待求的状态变量向量；

由此，多能流不收敛的主要因素包括电力有功功率不平衡、电力无功功率不平衡、天然气流量不平衡；不平衡的程度可用不平衡量来描述，求解式(1)过程中电力系统和天然气系统第k次迭代的不平衡量可统一简写为

Δf^(k)＝0-f(x^(k))＝JΔx^(k) (2)

其中，Δf为有功功率、无功功率、天然气流量不平衡量，Δx为状态变量的修正量，J为雅克比矩阵；

Δx^(k)表示状态变量在相邻两次迭代计算之间变化的差值，当|Δx^(k)|逐渐趋于减小时，能够反映状态变量的变化逐渐趋于稳定；当|Δf^(k)|逐渐趋于减小时，说明在该迭代过程中有功、无功功率、天然气流量的迭代计算值正逐渐向其实际注入值逼近，由此，Δf^(k)较Δx^(k)更具有明确的实际意义；进而提出由|Δf^(k)|的最大值|Δf^(k)|_max进行能流计算不收敛判定、不收敛下的不平衡量类型与主要节点的识别，具体包括：

1)分开对电力系统和天然气系统的能流计算进行收敛性判定及不平衡量类型与主要节点的识别；

2)当|Δf^(k)|_max在迭代过程中逐渐减小并最终减小至满足精度要求时，则能流计算判定为收敛；当|Δf^(k)|_max出现振荡并在规定的迭代次数下始终无法减小至满足精度要求，则能流计算判定为不收敛；

3)能流不收敛下，取迭代计算过程中|Δf^(k)|_max最小的一次迭代，该次迭代的计算值最接近于实际注入值；电-气区域综合能源系统中的电力系统为配电网，对于电力系统，若|Δf^(k)|_max为有功不平衡量，则认为电力系统能流计算不收敛的因素为有功功率不平衡；若|Δf^(k)|_max为无功不平衡量，则认为能流计算不收敛的因素为无功功率不平衡；对于天然气系统，若|Δf^(k)|_max为流量不平衡量，则认为天然气系统能流计算不收敛的因素为流量不平衡；

4)取迭代计算过程中|Δf^(k)|_max最小的一次迭代，再取该次迭代中|Δf^(k)|较大的节点，这些节点上的不平衡量较大，则认为其是导致能流计算不收敛的主要节点。

其中，所述的进行收敛解耦调整：若为有功功率不平衡采用EH平衡机调整方式，若为无功功率不平衡或轻微有功功率不平衡采用电力节点类型转换调整方式，若为流量不平衡采用天然气节点压力调整方式，包括如下步骤：

电力系统能流计算不收敛下，进行不平衡量类型与主要节点的识别，若为有功功率不平衡，则采用EH平衡机调整方式，若为无功功率不平衡或轻微有功功率不平衡，则采用电力节点类型转换调整方式，直到能流计算收敛；天然气系统能流计算不收敛下，进行能流不收敛主要节点的识别，采用天然气节点压力调整方式，直到能流计算收敛。

所述的EH平衡机调整方式，电力节点类型转换调整方式，天然气节点压力调整方式，具体包括：

2)EH平衡机调整方式

含多EH的电-气区域综合能源系统，可设置FEL工作模式的EH运行于电力平衡机状态，以平衡电力系统有功功率，调整能流计算的收敛性；给定EH电力平衡机节点的电压幅值，相位角为待求的状态变量，称该节点类型为V节点；含m个EH电力平衡机的电力系统会增加m个待求的状态变量，为进行能流计算，需增加m个方程；同时，电力平衡机出力是随机变化的，某些电力平衡机出力可能出现越限的情况，为此，设置电力平衡机的出力比例，约束各电力平衡机的出力；当系统中有2个电力平衡机k、j时，令其出力成一定比例，即P_Gj＝c_jP_Gk，c_j为出力比，0<c_j<1，则有

P_Lj+P_j(x)＝c_j(P_Lk+P_k(x)) (3)

其中，P_Lk、P_Lj、P_k(x)、P_j(x)分别为电力平衡机节点k、j的负荷有功功率和注入有功功率；

电力系统增加m个EH电力平衡机时，增加类似于式(3)的m个功率方程；通过改变c_j值可分配各电力平衡机之间的出力比。

2)电力节点类型转换调整方式

配电网中有功功率与无功功率共同影响系统的电压大小，对于能流不收敛下的无功功率不平衡或轻微有功功率不平衡，可通过补偿电力节点无功功率来调整能流计算收敛；基于先将PQ节点设置为PV节点再逐步恢复为PQ节点的思路，电力节点类型转换调整方式为：首先进行电力系统能流计算不收敛不平衡量类型的识别，并寻找导致能流计算不收敛的主要PQ节点；其次将所寻找到的主要PQ节点设置为PV节点，电压幅值设置为1pu，进行能流计算；最后将设置的PV节点恢复为PQ节点，将其作为PV节点时计算得到的注入无功功率作为补偿量进行补偿。

3)天然气节点压力调整方式

天然气系统能流计算不收敛可通过天然气节点压力调整方式来调整，具体步骤包括：

①首先进行导致能流计算不收敛的主要天然气节点识别，得到主要节点j及此时的迭代次数k；

②由式(4)计算得到天然气节点j的压力调整量δ_pj

其中，p_j为天然气节点j在第k次迭代时的压力计算值；

③由天然气节点j的压力供给者(就近压缩机或气源)提供压力调整量，压力供给者的出口压力需调整为

其中，p_s ^*为气源或压缩机调整后的出口压力，p_s为气源或压缩机调整前的出口压力。

本发明采用包含33节点电力系统、14节点天然气系统和耦合元件EH组成的电-气区域综合能源系统算例系统，拓扑结构如图2所示，拓扑参数及初始负荷参数见表1、表2、表3，EH参数如表4所示。电力系统中，电力节点1连接外部主网，DG1～DG4为不可控分布式电源，为PQ节点。天然气系统中，天然气节点1为气源，天然气节点5、8之间配置一台恒出口压力的气压缩机，由电力节点9供电，天然气节点7、10之间配置一台恒出口压力的电压缩机，由电力节点14供电。设置标准状态下天然气流动指数m为2，压缩机的效率η为0.8，多变指数α为1.27，天然气节点最低压力限制p_min为8bar。设置电力系统基准容量为100MVA，参考相位角为0rad；天然气节点1的初始压力为40bar，恒出口压力的压缩机的初始压力为30bar。采用牛顿-拉夫逊法对电-气区域综合能源算例系统初始负荷下进行多能流解耦计算，其多能流计算收敛。

表1电力系统线路参数

续表1

表2初始电力负荷参数

表3天然气管道及初始负荷参数

续表3

表4能源集线器参数

1)不平衡量类型及主要节点的识别结果

对电-气区域综合能源算例系统设置：Case1为初始电力系统负荷有功功率增大4倍，其它不变；Case2为初始电力系统负荷有功功率增大6倍，其它不变；Case3为初始电力系统负荷无功功率增大8倍且天然气系统气负荷增大2倍，其它不变。采用牛顿-拉夫逊法对电-气区域综合能源算例系统Case1～Case3下进行多能流解耦计算，计算均不收敛，且为能流无解。

Case1下电力系统能流计算前20次迭代中各次迭代的最大不平衡量如表5所示。由表5可知，第6次迭代时的|Δf|_max最小，此时的|Δf|_max为无功功率不平衡量，则认为电力系统能流计算不收敛的因素为无功功率不平衡。而Case1下电力系统是有功负荷过重，表明配电网的有功功率与无功功率具有较强耦合性，在一定的负荷水平下很难识别导致系统能流计算不收敛的根源。第6次迭代的各电力节点无功功率不平衡量如图3所示。由图3可知，电力节点8、9、12的无功功率不平衡量大，可认为其是导致能流计算不收敛的主要节点。

Case2下电力系统能流计算前20次迭代中各次迭代的最大不平衡量如表6所示。由表6可知，第2次迭代的|Δf|_max最小，此时的|Δf|_max为有功功率不平衡量，表明在有功负荷水平较重的情况下可识别导致系统能流计算不收敛的根源。

Case3下电力系统能流计算前20次迭代中最小的|Δf|_max为第5次迭代的无功功率不平衡量，为0.1564pu，则认为电力系统能流计算不收敛的因素为无功功率不平衡，第5次迭代中电力节点5、29、30的无功功率不平衡量大，可认为其是导致能流计算不收敛的主要节点。Case3下天然气系统能流计算前20次迭代中第19次迭代的|Δf|_max最小，此次迭代下的天然气节点压力计算值如图4所示。图4中，天然气节点5压力最小，为(-46.8104bar)，远远低于系统的最低压力限制，是造成能流计算不收敛的主要节点。

表5 Case1前20次迭代的|Δf|_max

表6 Case2前20次迭代的|Δf|_max

2)有功功率不平衡下的能流收敛调整

Case2下的电-气区域综合能源算例系统能流计算，由不平衡量类型识别结果可知，不收敛的因素为有功功率不平衡，采用EH平衡机调整方式对其能流收敛进行调整。将FEL工作模式下的EH3与EH4运行于电力平衡机状态，设置其电力节点电压幅值均为1.02pu，电力平衡机出力比为0.5。对收敛调整后的Case2系统进行多能流计算，其电力系统计算结果如图5所示；为提供EH3与EH4的有功出力，可计算出其所连接的天然气节点9、11均需增加天然气流量为6.0887×10⁴m³/h，天然气系统能流计算结果如图6所示。

由图5可知，电力平衡机EH3(电力节点9)与EH4(电力节点14)有功出力均为3.6442pu，电力平衡节点1平衡有功出力为7.2884pu，各电力平衡机之间的出力符合设定的出力比。图6(a)中，各天然气节点压力有解，且均高于设置的p_min，满足要求。图6(b)中天然气管道14、15流量为负数表示其实际流向与规定流向相反。电压缩机消耗电功率为0.0723pu，电力系统负荷增加量较小，不影响其收敛。上述调整结果及其分析验证了本发明实施例方法的有效性。

3)无功功率与流量不平衡下的能流收敛性调整

Case3下的电-气区域综合能源算例系统能流计算，由不平衡量类型及主要节点识别结果可知：电力系统能流计算不收敛的因素为无功功率不平衡，且不收敛的主要节点有电力节点5、29、30；天然气系统能流计算不收敛的因素为流量不平衡，且不收敛的主要节点为天然气电力节点5。进行收敛调整：首先采用电力节点类型转换调整方式，通过转换主要电力节点的类型来计算需要补偿的无功功率。经计算，电力节点5、29、30需补偿无功功率分别为4.1767pu、1.8144pu、2.1718pu。再采用天然气节点压力调整方式，对天然气节点5的压力进行调整，计算得到调整量为47.4891bar，所需调整的压力由节点5的就近压力供给者天然气节点1(气源)提供，计算得到天然气节点1调整后的压力为62.0904bar，且电压缩机消耗有功功率0.0995pu。

对收敛调整后的Case3系统进行多能流计算，计算结果如图7所示。由图7(a)可知，收敛调整后电力系统能流有解，且各电力节点的电压幅值均在合理范围内；由图7(c)可知，Case3下天然气系统经调整后各节点压力有解，且均高于p_min，满足要求。上述调整结果及其分析验证了本发明实施例方法的有效性。

Claims (3)

1.一种电-气区域综合能源系统多能流计算收敛调整方法，其特征在于，所述一种电-气区域综合能源系统多能流计算收敛调整方法包括如下步骤：

1)基于EH的节点处理，采用牛顿-拉夫逊法进行电-气区域综合能源系统多能流解耦计算；

2)分开对电力系统和天然气系统的能流计算进行收敛性判定，及不平衡量类型与主要节点的识别；

3)进行收敛解耦调整：若为有功功率不平衡采用EH平衡机调整方式，若为无功功率不平衡或轻微有功功率不平衡采用电力节点类型转换调整方式，若为流量不平衡采用天然气节点压力调整方式。

2.根据权利要求1所述的分开对电力系统和天然气系统的能流计算进行收敛性判定，及不平衡量类型与主要节点的识别，包括如下步骤：

基于解耦和牛顿-拉夫逊法的电-气区域综合能源系统多能流计算下，能流不收敛的主要因素包括电力有功功率不平衡、电力无功功率不平衡、天然气流量不平衡；不平衡的程度可用不平衡量来描述，求解过程中电力系统和天然气系统第k次迭代的不平衡量可统一简写为

Δf^(k)＝0-f(x^(k))＝JΔx^(k) (1)

其中，f(x)为有功、无功功率、天然气流量函数矩阵，Δf为有功功率、无功功率、天然气流量不平衡量，x为系统待求的状态变量向量，Δx为状态变量的修正量，J为雅克比矩阵；

由|Δf^(k)|的最大值|Δf^(k)|_max进行能流计算不收敛判定、不收敛下的不平衡量类型与主要节点的识别，具体包括：

1)分开对电力系统和天然气系统的能流计算进行收敛性判定及不平衡量类型与主要节点的识别；

2)当|Δf^(k)|_max在迭代过程中逐渐减小并最终减小至满足精度要求时，则能流计算判定为收敛；当|Δf^(k)|_max出现振荡并在规定的迭代次数下始终无法减小至满足精度要求，则能流计算判定为不收敛；

3)能流不收敛下，取迭代计算过程中|Δf^(k)|_max最小的一次迭代，该次迭代的计算值最接近于实际注入值；电-气区域综合能源系统中的电力系统为配电网，对于电力系统，若|Δf^(k)|_max为有功不平衡量，则认为电力系统能流计算不收敛的因素为有功功率不平衡；若|Δf^(k)|_max为无功不平衡量，则认为能流计算不收敛的因素为无功功率不平衡；对于天然气系统，若|Δf^(k)|_max为流量不平衡量，则认为天然气系统能流计算不收敛的因素为流量不平衡；

4)取迭代计算过程中|Δf^(k)|_max最小的一次迭代，再取该次迭代中|Δf^(k)|较大的节点，这些节点上的不平衡量较大，则认为其是导致能流计算不收敛的主要节点。

3.根据权利要求1所述的进行收敛解耦调整：若为有功功率不平衡采用EH平衡机调整方式，若为无功功率不平衡或轻微有功功率不平衡采用电力节点类型转换调整方式，若为流量不平衡采用天然气节点压力调整方式，包括如下步骤：

电力系统能流计算不收敛下，进行不平衡量类型与主要节点的识别，若为有功功率不平衡，则采用EH平衡机调整方式，若为无功功率不平衡或轻微有功功率不平衡，则采用电力节点类型转换调整方式，直到能流计算收敛；天然气系统能流计算不收敛下，进行能流不收敛主要节点的识别，采用天然气节点压力调整方式，直到能流计算收敛。

所述的EH平衡机调整方式，电力节点类型转换调整方式，天然气节点压力调整方式，具体包括：

1)EH平衡机调整方式

含EH的电-气区域综合能源系统，可设置FEL工作模式的EH运行于电力平衡机状态，以平衡电力系统有功功率，调整能流计算的收敛性；给定EH电力平衡机节点的电压幅值，相位角为待求的状态变量，称该节点类型为V节点；含m个EH电力平衡机的电力系统会增加m个待求的状态变量，为进行能流计算，需增加m个方程；同时，电力平衡机出力是随机变化的，某些电力平衡机出力可能出现越限的情况，为此，设置电力平衡机的出力比例，约束各电力平衡机的出力；当系统中有2个电力平衡机k、j时，令其出力成一定比例，即P_Gj＝c_jP_Gk，c_j为出力比，0<c_j<1，则有

P_Lj+P_j(x)＝c_j(P_Lk+P_k(x)) (2)

其中，P_Lk、P_Lj、P_k(x)、P_j(x)分别为电力平衡机节点k、j的负荷有功功率和注入有功功率；

电力系统增加m个EH电力平衡机时，增加类似于式(2)的m个功率方程；通过改变c_j值可分配各电力平衡机之间的出力比。

2)电力节点类型转换调整方式

配电网中有功功率与无功功率共同影响系统的电压大小，对于能流不收敛下的无功功率不平衡或轻微有功功率不平衡，可通过补偿电力节点无功功率来调整能流计算收敛；基于先将PQ节点设置为PV节点再逐步恢复为PQ节点的思路，电力节点类型转换调整方式为：首先进行电力系统能流计算不收敛不平衡量类型的识别，并寻找导致能流计算不收敛的主要PQ节点；其次将所寻找到的主要PQ节点设置为PV节点，电压幅值设置为1pu，进行能流计算；最后将设置的PV节点恢复为PQ节点，将其作为PV节点时计算得到的注入无功功率作为补偿量进行补偿。

3)天然气节点压力调整方式

天然气系统能流计算不收敛可通过天然气节点压力调整方式来调整，具体步骤包括：

①首先进行导致能流计算不收敛的主要天然气节点识别，得到主要节点j及此时的迭代次数k；

②由式(3)计算得到天然气节点j的压力调整量δ_pj

其中，p_j为天然气节点j在第k次迭代时的压力计算值；

③由天然气节点j的压力供给者(就近压缩机或气源)提供压力调整量，压力供给者的出口压力需调整为

其中，p_s ^*为气源或压缩机调整后的出口压力，p_s为气源或压缩机调整前的出口压力。

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