CN114662764B - 考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及多能源互联系统调度技术领域，具体公开了一种考虑电转气的水‑电‑气多能源系统协同优化调度方法，通过将电力系统中的水电机组、燃气机组、火电机组同水电系统、天然气系统进行协同建模，考虑电转气技术将电力系统无法消纳的水电转化为天然气，存储至天然气系统中，对水‑电‑气多能源系统联合运行时消纳水电的能力进行分析。针对考虑电转气的水‑电‑气多能源系统协同优化调度模型中的非线性约束，基于分段线性化法和大M法将模型转化为混合整数线性模型，采用Gurobi求解器进行求解。

Description

考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度方法

技术领域

本发明属于多能源互联系统调度技术领域，特别涉及一种考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度方法。

背景技术

在双碳愿景下，为加快能源结构转型，我国水电装机规模将继续扩大，然而水电系统的运行调度受到来水不确定性和水电送出通道容量受限的影响，将产生“弃水”问题。抽水蓄能技术能够在一定程度上解决“弃水”问题，但会受到水库库容的限制。电转气技术的能量转换与时空平移特性为解决“弃水”提供了有效途径，天然气系统存在慢动态特性，因此天然气传输管道可存储大量的天然气，可通过电转气设备将无法消纳的水电转化为天然气，存储至天然气系统，待用电高峰时段再通过燃气机组将天然气重新转化为电能，以缓解水电装机规模扩大引起的弃水现象。目前，现有研究大多集中于水-电系统、水-光系统、水-风系统以及电-气系统等系统的运行调度。鉴于当前电力系统中多电源并存的格局，突破仅考虑水-电转换的局限，综合考虑水-电转换与电-气转换，研究考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度方法具有重要意义。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的在于提供一种考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度方法，通过将电力系统中的水电机组、燃气机组、火电机组同水电系统、天然气系统进行协同建模，考虑电转气技术将电力系统无法消纳的水电转化为天然气，存储至天然气系统中，对水-电-气多能源系统联合运行时消纳水电的能力进行分析。针对考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度模型中的非线性约束，基于分段线性化法和大M法将模型转化为混合整数线性模型，采用Gurobi求解器进行求解。技术方案如下：

一种考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度方法，包括以下步骤：

步骤1：确定考虑电转气的水-电-气多能源系统的具体组成，即包括水电系统、电力系统和天然气系统；

步骤2：建立考虑电转气的水-电-气多能源系统中各个系统的模型；

步骤3：建立水-电转换模型和电-气转换模型；

步骤4：在满足各系统安全约束的前提下，以电力系统和天然气系统的运行成本以及水电系统的弃水惩罚成本最小为目标函数，建立考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度模型；

步骤5：利用分段线性化法和大M法将模型中的非线性约束转化为线性约束；

步骤6：输入水-电-气多能源系统的运行参数，采用商业求解器对考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度模型进行求解，得到其协同优化调度策略。

进一步的，所述步骤1中，所述水电系统包括梯级流域和水电机组；所述电力系统包括火电机组、燃气机组、电负荷、电转气设备、母线节点和输电线路；所述天然气系统包括气井、压缩机、储气设备、气负荷、天然气节点和天然气传输管道。

更进一步的，所述各个系统的模型具体为：

(1)水电系统

通过下式对梯级水电站的水量平衡进行约束；梯级水电站h在调度时刻t的库容为其在调度时刻t-1的库容V_h,t-1与调度时刻t的自然来水量R_h,t、上级水电站在调度时刻t-τ_h的发电流量

以及弃水流量之和

减去其在调度时刻t的发电流量W_h,t和弃水流量O_h,t；

下述两个公式分别对梯级水电站的流量W_h,t和库容V_h,t大小进行了约束：

梯级水电站的水头与库容有关，即水头与库容呈线性相关关系，如式所示：

H_h,t＝h_0,h+α_h·V_h,t

式中，V_h,t为梯级水电站在调度时刻t的库容；R_h,t为梯级水电站在调度时刻t的自然来水量；τ_h为水流的延迟时间；W_h,t为水电站在调度时刻t的发电流量；O_h,t为弃水量；H_h,t为水头；

和

分别为梯级水电站的流量限值；

和

分别为梯级水电站的库容限值；h_0,h和α_h是与库容有关的常数项，由水库的规模决定；

此外，水电系统的约束还包括水电机组的运行约束，即发电机有功出力约束和爬坡能力约束，如下述两个公式所示：

-Δ_h≤P_h,t-P_h,t-1≤Δ_h

式中，

和

为水电机组的出力限值；Δ_h为水电机组的爬坡能力限值；P_h,t和P_h,t-1分别为水电机组时刻t和时刻t-1的有功出力；

(2)电力系统

电力系统的约束包括发电机组约束和网络运行约束两部分，所述发电机组包括火电机组和燃气机组两部分；发电机组约束包括发电机组的有功出力约束、电转气设备的消纳电量限值约束、同一节点上的发电机组和电转气设备的工作状态限制约束，即两者不能同时运行、发电机组的上/下爬坡能力约束、发电机组最小开/停机时间约束、发电机组开停机成本约束，如下述公式所示：

I_g,t+I_p,t≤1

式中，I_g,t为发电机组g在调度时刻t的工作状态，其值为1时表示发电机组处于运行状态，其值为0时表示发电机组处于关停状态；

和

为发电机组的有功出力限值；P_g,t为发电机组时刻t的有功出力；I_p,t为电转气设备在调度时刻t的工作状态；P_p,t为电转气设备p在调度时刻t的消纳电量；

为电转气设备p的功率限值；

和

分别为发电机组的上/下爬坡速率；

和

为发电机组的累计开/停机时间；

和

为发电机组的最小开/停机时间；U_g和D_g为发电机组的开/停机成本；

和

分别表示发电机组的启停机燃料消耗；

电力系统的运行约束包括节点潮流平衡、线路有功潮流限制、线路有功潮流计算以及节点相角约束，如下述公式所示：

P_l,t＝[θ_s(l),t-θ_r(l),t]/x_l

式中，P_l,t为输电线路上的有功潮流；s(l)和r(l)分别为输电线路的送/受端节点；P_d,t为电力负荷大小；

为输电线路有功潮流的限值；x_l为输电线路l的电抗值；θ_e,t为节点e的相角大小，

和

为节点e的相角限值；θ_ref,t为参考节点的相角大小；P_d,t为电力系统负荷在时刻t的值；θ_s(l),t和θ_r(l),t分别为时刻t输电线路l潮流流出和潮流流入节点的相角大小；

(3)天然气系统

天然气系统的约束包括气井的容量约束、储气设备的储气量约束、储气设备的天然气流入/流出约束、节点潮流平衡约束、天然气管道潮流传输约束以及节点气压约束和压缩机两端节点气压约束；如下述公式所示：

式中，mn和w分别表示天然气传输管道和天然气负荷；gn表示燃气机组；G_k,t为气井k在调度时刻t的出气安排；

和

为气井的出气量限值；E_s,t为储气设备s在调度时刻t的储气量；

为储气设备在调度时刻t的进气量；

为储气设备在调度时刻t的出气安排；

和

为储气设备的储气量限值；

和

为储气设备的进/出气速率限值；G_mn,t为天然气传输管道上的潮流；s(mn)和r(mn)分别为天然气节点上的潮流流出/流入管道；G_w,t为天然气负荷大小；G_p,t为调度时刻t电转气设备的产气量；G_gn,t为调度时刻t燃气机组gn的耗气量；K_mn为计算天然气管道潮流的常数，其值受天然气管道特性的影响；π_m,t和π_n,t为天然气节点m和n在时段t的节点气压的平方；sgn(π_m,t,π_n,t)表示天然气传输管道mn在时段t的潮流方向，其值为1时表示天然气潮流从节点m流至节点n，其值为-1时表示天然气潮流从节点n流至节点m；

为压缩机设备c的气体压缩常数；

和

为节点气压的平方的限值。

更进一步的，所述步骤3具体包括：

水-电转换模型如下：

水电机组将水的势能转化为电能，因此其发电出力与水头和发电流量有关，水电机组的发电曲线下式所示：

P_h,t＝g_c·η_h·W_h,t·H_h,t

式中，P_h,t为水电机组在调度时刻t的出力；g_c为水电转换系数，η_h为转换效率；

电-气转换模型如下：

燃气机组将天然气转化为电能，其耗气量与发电量的转换曲线如式所示：

式中，G_gn,t为调度时刻t燃气机组gn的耗气量；F_gn为燃气机组的热耗曲线；P_gn,t表示燃气机组在调度时刻t的出力；

和

分别表示燃气机组的启停机燃料消耗；HHV为高发热值；

电转气设备将电能转换为天然气，其耗电量与产气量的转换曲线如式所示。

式中，G_p,t为调度时刻t电转气设备的产气量；P_p,t为电转气设备在调度时刻t的消纳电量；

为电转气设备的效率；Φ为能量转换系数。

5.根据权利要求1所述的考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度方法，其特征在于，所述步骤4具体包括：

考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度模型的目标函数为：

式中，gf，k，s，h分别表示火电机组，气井，储气设备和水电机组；

为火电机组的燃料价格；F_gf为火电机组的热耗曲线；P_gf,t表示火电机组在调度时刻t的出力；

和

分别表示火电机组的启停机燃料消耗；

为气井的生产成本；

为储气设备的运行成本；

为弃水的惩罚成本。电力系统中燃气机组的发电成本通过天然气系统气井的生产成本进行结算，水电系统中的水电机组默认发电成本为零。

更进一步的，所述步骤5的过程具体如下：

(1)梯级水电站线性化方法

发电流量W_h,t和水头H_h,t相乘使得水电机组的发电曲线成为典型的非线性曲线，通过引入额外的整数变量将其转化为分段线性函数进行求解；根据水电系统公式，将水电的发电曲线重新表示为下式：

P_h,t＝g_c·η_h·W_h,t·(h_0,h+α_h·V_h,t)

为方便讨论，忽略变量的上下标，分别将W_h,t和V_h,t划分为X-1和Y-1个子区间[u_x,u_x+1],x＝1,2,…,X-1和[v_y,v_y+1],y＝1,2,…,Y-1，其中每个元素被划分为两个三角形，则与上式对应的每一个点P_x,y表示为：

P_x,y＝g_c·η·W_x·(h₀+α·V_y)

其中，P_x,y对应水电机组有功出力；η对应转换效率；W_x对应水电站发电流量；h₀和α对应与库容有关的常数项；V_y对应梯级水电站的库容；

进一步地，将上述公式近似表示为下式，每个元素被划分为上方和下方两个三角形，分别表示为δ_x,y和ξ_x,y；

综上，水电机组的发电曲线被线性化进行下一步求解：

0≤φ_x,y≤δ_x,y-1+δ_x+1,y+δ_x,y+ξ_x-1,y+ξ_x,y+1+ξ_x,y,δ_x,y,ξ_x,y∈{0,1}

式中，φ_x,y为0-1变量；W、V和P分别为水电站发电流量、梯级水电站的库容和水电机组的有功出力；

(2)天然气潮流线性化方法

通过引入变量

和

天然气潮流计算公式被重新表示为下式：

其中，

的值为1表示天然气管道mn的天然气潮流从节点m流至节点n，

的值为1表示天然气管道mn的天然气潮流从节点n流至节点m；

通过引入极大值M，将上式进一步被线性化为下述公式：

将式中的二次项G_mn,t ²利用分段线性化法进行线性逼近求值。

更进一步的，所述水-电-气多能源系统的运行参数包括发电机组的成本、爬坡能力、最小启停时间、电负荷大小、电转气设备的功率、输电线路的有功功率限值、气井的出气容量、气负荷大小、储气设备的容量及进/出气速率限值、压缩机的功率以及压缩系数、节点气压限值、梯级流域的自然来水量、梯级水电站的功率、水库库容限值、梯级水电站间的水流延迟时间。

本发明的有益效果是：

(1)针对电力系统调节能力不足引起的弃水问题，构建水-电-气多能源系统协同优化调度模型，并给出模型的求解方法。所提模型将电力系统中的水电机组、燃气机组、火电机组同水电系统、天然气系统进行协同建模，考虑电转气技术将电力系统无法消纳的水电转化为天然气，存储至天然气系统中，对水-电-气多能源系统联合运行时消纳水电的能力进行分析。针对模型中的非线性约束，基于分段线性化法和大M法将模型转化为混合整数线性模型，采用Gurobi求解器进行求解。所提模型能够充分利用不同能源系统间的互补特性提高电力系统的调节能力，促进水电的消纳，降低电力系统的运行成本。

附图说明

图1是6节点电网-7节点气网系统拓扑图；H–水电机组；GN–燃气机组；GF–火电机组；D–电负荷；C–压缩机；W–气井；S–储气设备；L–气负荷；P–电转气设备。

图2是算例1各机组出力。

图3是算例2各机组出力。

具体实施方式

为了详尽说明本发明所公开的技术方案，下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步说明。

本发明公开是一种考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度方法，包括以下步骤：

步骤1：确定考虑电转气的水-电-气多能源系统的具体组成。

实施例1给出了考虑电转气的水-电-气多能源系统的具体组成：水电系统由梯级流域和水电机组组成；电力系统由火电机组、燃气机组、电负荷、电转气设备、母线节点和输电线路组成；天然气系统由气井、压缩机、储气设备、气负荷、天然气节点和天然气传输管道组成。

步骤2：建立考虑电转气的水-电-气多能源系统中各个系统的模型。

实施例2给出了水电系统的模型。受上下游的水流影响，梯级水电站之间通常互相影响，其发电流量由上一级水电站的发电流量和区域自然来水量两部分组成。梯级水电站需满足水量平衡约束、流量约束和库容约束。下式对梯级水电站的水量平衡进行了约束，梯级水电站h在调度时刻t的库容为其在调度时刻t-1的库容与调度时刻t的自然来水量、上级水电站在调度时刻t-τ_h的发电流量以及弃水流量之和减去其在调度时刻t的发电流量和弃水流量。

下述两个公式分别对梯级水电站的流量和库容大小进行了约束。

此外，梯级水电站的水头与库容有关，即水头与库容呈线性相关关系，如式所示。

H_h,t＝h_0,h+α_h·V_h,t

式中，V_h,t为梯级水电站在调度时刻t的库容；R_h,t为梯级水电站在调度时刻t的自然来水量；τ_h为水流的延迟时间；W_h,t为水电站在调度时刻t的发电流量；O_h,t为弃水量；H_h,t为水头；

和

分别为梯级水电站的流量限值；

和

分别为梯级水电站的流量限值；h_0,h和α_h是与库容有关的常数项，由水库的规模决定。

此外，水电系统的约束还包括水电机组的运行约束，即发电机有功出力约束和爬坡能力约束，如下述两个公式所示。

-Δ_h≤P_h,t-P_h,t-1≤Δ_h

式中，

和

为水电机组的出力限值；Δ_h为水电机组的爬坡能力限值。

实施例3给出了电力系统的模型。电力系统的约束包括发电机组约束和网络运行约束两部分，所述发电机组包括火电机组和燃气机组两部分；发电机组约束包括发电机组的有功出力约束、电转气设备的消纳电量限值约束、同一节点上的发电机组和电转气设备的工作状态限制约束，即两者不能同时运行、发电机组的上/下爬坡能力约束、发电机组最小开/停机时间约束、发电机组开停机成本约束，如下述公式所示。

I_g,t+I_p,t≤1

式中，I_g,t为发电机组在调度时刻t的工作状态，其值为1时表示发电机组处于运行状态，其值为0时表示发电机组处于关停状态；

和

为发电机组的有功出力限值；I_p,t为电转气设备在调度时刻t的工作状态；

为电转气设备的功率限值；

和

分别为发电机组的上/下爬坡速率；

和

为发电机组的累计开/停机时间；

和

为发电机组的最小开/停机时间；U_g和D_g为发电机组的开/停机成本；

和

分别表示发电机组的启停机燃料消耗。

电力系统的运行约束包括节点潮流平衡、线路有功潮流限制、线路有功潮流计算以及节点相角约束，如下述公式所示。

P_l,t＝[θ_s(l),t-θ_r(l),t]/x_l

式中，P_l,t为输电线路上的有功潮流；s(l)和r(l)分别为输电线路的送/受端节点；P_d,t为电力负荷大小；

为输电线路有功潮流的限值；x_l为输电线路l的电抗值；θ_e,t为节点e的相角大小；θ_ref,t为参考节点的相角大小，P_d,t为电力系统负荷在时刻t的值；θ_s(l),t和θ_r(l),t分别为时刻t输电线路l潮流流出和潮流流入节点的相角大小。

实施例4给出了天然气系统的模型。天然气系统的约束包括气井的容量约束、储气设备的储气量约束、储气设备的天然气流入/流出约束、节点潮流平衡约束、天然气管道潮流传输约束以及节点气压约束和压缩机两端节点气压约束；如下述公式所示：

式中，mn和w分别表示天然气传输管道和天然气负荷；gn表示燃气机组；G_k,t为气井k在调度时刻t的出气安排；

和

为气井的出气量限值；E_s,t为储气设备s在调度时刻t的储气量；

为储气设备在调度时刻t的进气量；

为储气设备在调度时刻t的出气安排；

和

为储气设备的储气量限值；

和

为储气设备的进/出气速率限值；G_mn,t为天然气传输管道上的潮流；s(mn)和r(mn)分别为天然气节点上的潮流流出/流入管道；G_w,t为天然气负荷大小；G_p,t为调度时刻t电转气设备的产气量；G_gn,t为调度时刻t燃气机组gn的耗气量；K_mn为计算天然气管道潮流的常数，其值受天然气管道特性的影响；π_m,t和π_n,t为天然气节点m和n在时段t的节点气压的平方；sgn(π_m,t,π_n,t)表示天然气传输管道mn在时段t的潮流方向，其值为1时表示天然气潮流从节点m流至节点n，其值为-1时表示天然气潮流从节点n流至节点m；

为压缩机设备c的气体压缩常数；

和

为节点气压的平方的限值。

步骤3：建立水-电转换和电-气转换模型。

实施例5给出了水-电转换模型。水电机组将水的势能转化为电能，因此其发电出力与水头和发电流量有关，水电机组的发电曲线下式所示。

P_h,t＝g_c·η_h·W_h,t·H_h,t

式中，P_h,t为水电机组在调度时刻t的出力；g_c为水电转换系数，通常取值为9.81；η_h为转换效率。

实施例6给出了电-气转换模型。燃气机组将天然气转化为电能，其耗气量与发电量的转换曲线如式所示。

式中，G_gn,t为调度时刻t燃气机组gn的耗气量；F_gn为燃气机组的热耗曲线；P_gn,t表示燃气机组在调度时刻t的出力；

和

分别表示燃气机组的启停机燃料消耗；HHV为高发热值。

电转气设备将电能转换为天然气，其耗电量与产气量的转换曲线如式所示。

式中，G_p,t为调度时刻t电转气设备的产气量；P_p,t为电转气设备在调度时刻t的消纳电量；

为电转气设备的效率；Φ为能量转换系数，其值为3.4MBtu/(MW·h)。

步骤4：在满足各系统安全约束的前提下，以电力系统和天然气系统的运行成本以及水电系统的弃水惩罚成本最小为目标函数，建立考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度模型。

实施例7给出了考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度模型的目标函数。目标函数为最小化电力系统和天然气系统的运行成本以及水电系统的弃水惩罚成本，以促进水电的消纳。其中，电力系统的运行成本包括火电机组的发电成本，天然气系统的运行成本包括气井的生产成本和储气设备的运行成本。电力系统中燃气机组的发电成本通过天然气系统气井的生产成本进行结算，水电系统中的水电机组默认发电成本为零。目标函数如下式所示。

式中，gf，k，s，h分别表示火电机组，气井，储气设备和水电机组；

为火电机组的燃料价格；F_gf为火电机组的热耗曲线；P_gf,t表示火电机组在调度时刻t的出力；

和

分别表示火电机组的启停机燃料消耗；

为气井的生产成本；

为储气设备的运行成本；

为弃水的惩罚成本。

步骤5：利用分段线性化法和大M法将模型中的非线性约束转化为线性约束。

实施例8给出了梯级水电站的线性化方法。

发电流量W_h,t和水头H_h,t相乘使得水电机组的发电曲线成为典型的非线性曲线，可通过引入额外的整数变量将其转化为分段线性函数进行求解。由上述水电系统公式可得，水电的发电曲线可重新被表示为下式。

P_h,t＝g_c·η_h·W_h,t·(h_0,h+α_h·V_h,t)

为方便讨论，忽略变量的上下标，分别将W_h,t和V_h,t划分为X-1和Y-1个子区间[u_x,u_x+1],x＝1,2,…,X-1和[v_y,v_y+1],y＝1,2,…,Y-1，其中每个元素被划分为两个三角形，则与上式对应的每一个点可以表示为：

P_x,y＝g_c·η·W_x·(h₀+α·V_y)

其中，P_x,y对应水电机组有功出力；η对应转换效率；W_x对应水电站发电流量；h₀和α对应与库容有关的常数项；V_y对应梯级水电站的库容；

进一步地，将上述公式近似表示为下式，每个元素被划分为上方和下方两个三角形，分别表示为δ_x,y和ξ_x,y。综上，水电机组的发电曲线可被线性化进行下一步求解。

0≤φ_x,y≤δ_x,y-1+δ_x+1,y+δ_x,y+ξ_x-1,y+ξ_x,y+1+ξ_x,y,δ_x,y,ξ_x,y∈{0,1}

式中，φ_x,y为0-1变量；W、V和P分别为水电站发电流量、梯级水电站的库容和水电机组的有功出力。

实施例9给出了天然气潮流的线性化方法。天然气管道潮流大小与天然气节点气压间的关系为非线性的，不便于求解，因此需要对其进行线性化处理。通过引入变量

和

天然气潮流计算公式可被重新表示为下式，其中，

的值为1表示天然气管道mn的天然气潮流从节点m流至节点n，

的值为1表示天然气管道mn的天然气潮流从节点n流至节点m。

通过引入极大值M，上式可进一步被线性化为下述公式。

式中的二次项G_mn,t ²可利用分段线性化法进行线性逼近求值。

步骤6：输入水-电-气多能源系统的运行参数，采用商业求解器对考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度模型进行求解，得到其协同优化调度策略。

步骤6中水-电-气多能源系统的运行参数包括发电机组的成本、爬坡能力、最小启停时间，电负荷大小，电转气设备的功率，输电线路的有功功率限值，气井的出气容量、气负荷大小，储气设备的容量及进/出气速率限值、压缩机的功率以及压缩系数、节点气压限值，梯级流域的自然来水量、梯级水电站的功率、水库库容限值、梯级水电站间的水流延迟时间等。

下面通过具体实施例详细说明本发明效果。

(1)算例介绍。

如图1所示，水电系统由同一流域上的3个梯级水电站H1-H3组成，并按照编号顺序由小到大依次位于流域上游至下游；电力系统由图中实线区域组成，共包含6个节点和7条输电线路；天然气系统由图中虚线区域组成，共包含7个节点和7条输气管道。图1中，水-电转换通过梯级水电站H1-H3实现，气-电转换通过燃气机组G1和G2实现，电-气转换通过电转气设备P1和P2实现。本算例所研究的水-电-气多能源系统协同调度以24小时为研究周期，间隔时间为1h。

(2)实施例结果分析。

为研究本发明所提考虑电转气的水-电-气多能源系统对水电消纳和系统经济性的影响，设置了以下两个算例进行对比分析：算例1：丰水期不考虑电转气技术的水-电系统和天然气系统优化；算例2：丰水期考虑电转气技术的水-电-气系统协同调度优化；

算例1中各发电机组的出力如图2所示。丰水期时水电机组主要承担基础负荷，火电机组和燃气机组用于调峰。由于燃气机组的灵活性更强，因此其主要承担调峰任务。凌晨4时至7时，电力系统负荷处于谷段，仅水电机组运行。由于不考虑电转气技术，电力系统水电消纳能力有限，弃水量较大。算例1电力系统与天然气系统的运行成本之和为389546.49$，弃水量为1808.73m³。

算例2中各发电机组的出力如图3所示。水电机组主要承担基础负荷，火电机组和燃气机组主要用于调峰。凌晨2时至6时电转气设备处于运行状态，将电力系统无法消纳的水电转换为天然气，存储至天然气系统中。水、电、气不同能源系统间的互补特性提高了电力系统的调节能力，促进了水电的消纳，降低了系统的运行成本。算例2电力系统与天然气系统的运行成本之和为388403.03$，弃水量为1794.29m³。

由于水电机组的发电成本可忽略不计，因此利用水电维持电力系统的平衡可节省更多的运行成本。此外，电转气技术可将部分电力系统无法消纳的水电转换为天然气，存储至天然气系统中供天然气系统使用，电力系统负荷高峰时段也可通过燃气机组重新转换为电能。因此，相比于算例1，算例2中电力系统与天然气系统的运行成本之和更小，且水电系统的弃水量更小。电转气技术的能量转换与时空平移特性为水电的消纳提供了有效途径。本发明提出的考虑电转气的水-电-气多能源系统协同调度模型能够充分利用不同能源系统间的互补特性，有效促进水电的消纳，在降低水电系统弃水量的同时提升多能源系统的运行经济性。

以上所述，仅为本发明的具体实施例，但并不因此限制本发明的专利保护范围，凡是利用本发明说明书以及附图内容进行等效变化或替换，直接或间接运用到其他相关技术领域，都应包括在本发明的保护范围之内。

Claims (3)

1.一种考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度方法，包括以下步骤：

步骤1：确定考虑电转气的水-电-气多能源系统的具体组成，即包括水电系统、电力系统和天然气系统；

步骤2：建立考虑电转气的水-电-气多能源系统中各个系统的模型；

步骤3：建立水-电转换模型和电-气转换模型；

步骤4：在满足各系统安全约束的前提下，以电力系统和天然气系统的运行成本以及水电系统的弃水惩罚成本最小为目标函数，建立考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度模型；

步骤5：利用分段线性化法和大M法将模型中的非线性约束转化为线性约束；

步骤6：输入水-电-气多能源系统的运行参数，采用商业求解器对考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度模型进行求解，得到其协同优化调度策略；

所述各个系统的模型具体为：

(1)水电系统

通过下式对梯级水电站的水量平衡进行约束；梯级水电站h在调度时刻t的库容为其在调度时刻t-1的库容V_h,t-1与调度时刻t的自然来水量R_h,t、上级水电站在调度时刻t-τ_h的发电流量

以及弃水流量之和

减去其在调度时刻t的发电流量W_h,t和弃水流量O_h,t；

下述两个公式分别对梯级水电站的流量W_h,t和库容V_h,t大小进行了约束：

梯级水电站的水头与库容有关，即水头与库容呈线性相关关系，如式所示：

H_h,t＝h_0,h+α_h·V_h,t

式中，V_h,t为梯级水电站在调度时刻t的库容；R_h,t为梯级水电站在调度时刻t的自然来水量；τ_h为水流的延迟时间；W_h,t为水电站在调度时刻t的发电流量；O_h,t为弃水量；H_h,t为水头；

和

分别为梯级水电站的流量限值；

和

分别为梯级水电站的库容限值；h_0,h和α_h是与库容有关的常数项，由水库的规模决定；

此外，水电系统的约束还包括水电机组的运行约束，即发电机有功出力约束和爬坡能力约束，如下述两个公式所示：

-Δ_h≤P_h,t-P_h,t-1≤Δ_h

式中，

和

为水电机组的出力限值；Δ_h为水电机组的爬坡能力限值；P_h,t和P_h,t-1分别为水电机组时刻t和时刻t-1的有功出力；

(2)电力系统

电力系统的约束包括发电机组约束和网络运行约束两部分，所述发电机组包括火电机组和燃气机组两部分；发电机组约束包括发电机组的有功出力约束、电转气设备的消纳电量限值约束、同一节点上的发电机组和电转气设备的工作状态限制约束，即两者不能同时运行、发电机组的上/下爬坡能力约束、发电机组最小开/停机时间约束、发电机组开停机成本约束，如下述公式所示：

I_g,t+I_p,t≤1

式中，I_g,t为发电机组g在调度时刻t的工作状态，其值为1时表示发电机组处于运行状态，其值为0时表示发电机组处于关停状态；

和

为发电机组的有功出力限值；P_g,t为发电机组时刻t的有功出力；I_p,t为电转气设备在调度时刻t的工作状态；P_p,t为电转气设备p在调度时刻t的消纳电量；

为电转气设备p的功率限值；

和

分别为发电机组的上/下爬坡速率；

和

为发电机组的累计开/停机时间；

和

为发电机组的最小开/停机时间；U_g和D_g为发电机组的开/停机成本；

和

分别表示发电机组的启停机燃料消耗；

电力系统的运行约束包括节点潮流平衡、线路有功潮流限制、线路有功潮流计算以及节点相角约束，如下述公式所示：

P_l,t＝[θ_s(l),t-θ_r(l),t]/x_l

式中，P_l,t为输电线路上的有功潮流；s(l)和r(l)分别为输电线路的送/受端节点；P_d,t为电力负荷大小；P_l ^max为输电线路有功潮流的限值；x_l为输电线路l的电抗值；θ_e,t为节点e的相角大小，

和

为节点e的相角限值；θ_ref,t为参考节点的相角大小；P_d,t为电力系统负荷在时刻t的值；θ_s(l),t和θ_r(l),t分别为时刻t输电线路l潮流流出和潮流流入节点的相角大小；

(3)天然气系统

天然气系统的约束包括气井的容量约束、储气设备的储气量约束、储气设备的天然气流入/流出约束、节点潮流平衡约束、天然气管道潮流传输约束以及节点气压约束和压缩机两端节点气压约束；如下述公式所示：

式中，mn和w分别表示天然气传输管道和天然气负荷；gn表示燃气机组；G_k,t为气井k在调度时刻t的出气安排；

和

为气井的出气量限值；E_s,t为储气设备s在调度时刻t的储气量；

为储气设备在调度时刻t的进气量；

为储气设备在调度时刻t的出气安排；

和

为储气设备的储气量限值；

和

为储气设备的进/出气速率限值；G_mn,t为天然气传输管道上的潮流；s(mn)和r(mn)分别为天然气节点上的潮流流出/流入管道；G_w,t为天然气负荷大小；G_p,t为调度时刻t电转气设备的产气量；G_gn,t为调度时刻t燃气机组gn的耗气量；K_mn为计算天然气管道潮流的常数，其值受天然气管道特性的影响；π_m,t和π_n,t为天然气节点m和n在时段t的节点气压的平方；sgn(π_m,t,π_n,t)表示天然气传输管道mn在时段t的潮流方向，其值为1时表示天然气潮流从节点m流至节点n，其值为-1时表示天然气潮流从节点n流至节点m；

为压缩机设备c的气体压缩常数；

和

为节点气压的平方的限值；

所述步骤3具体包括：

水-电转换模型如下：

水电机组将水的势能转化为电能，因此其发电出力与水头和发电流量有关，水电机组的发电曲线下式所示：

P_h,t＝g_c·η_h·W_h,t·H_h,t

式中，P_h,t为水电机组在调度时刻t的出力；g_c为水电转换系数，η_h为转换效率；

电-气转换模型如下：

燃气机组将天然气转化为电能，其耗气量与发电量的转换曲线如式所示：

式中，G_gn,t为调度时刻t燃气机组gn的耗气量；F_gn为燃气机组的热耗曲线；P_gn,t表示燃气机组在调度时刻t的出力；

和

分别表示燃气机组的启停机燃料消耗；HHV为高发热值；

电转气设备将电能转换为天然气，其耗电量与产气量的转换曲线如式所示：

式中，G_p,t为调度时刻t电转气设备的产气量；P_p,t为电转气设备在调度时刻t的消纳电量；

为电转气设备的效率；Φ为能量转换系数；

所述步骤4具体包括：

考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度模型的目标函数为：

式中，gf，k，s，h分别表示火电机组，气井，储气设备和水电机组；

为火电机组的燃料价格；F_gf为火电机组的热耗曲线；P_gf,t表示火电机组在调度时刻t的出力；

和

分别表示火电机组的启停机燃料消耗；

为气井的生产成本；

为储气设备的运行成本；

为弃水的惩罚成本；电力系统中燃气机组的发电成本通过天然气系统气井的生产成本进行结算，水电系统中的水电机组默认发电成本为零；

所述步骤5的过程具体如下：

(1)梯级水电站线性化方法

发电流量W_h,t和水头H_h,t相乘使得水电机组的发电曲线成为典型的非线性曲线，通过引入额外的整数变量将其转化为分段线性函数进行求解；根据水电系统公式，将水电的发电曲线重新表示为下式：

P_h,t＝g_c·η_h·W_h,t·(h_0,h+α_h·V_h,t)

为方便讨论，忽略变量的上下标，分别将W_h,t和V_h,t划分为X-1和Y-1个子区间[u_x,u_x+1],x＝1,2,…,X-1和[v_y,v_y+1],y＝1,2,…,Y-1，其中每个元素被划分为两个三角形，则与上式对应的每一个点P_x,y表示为：

P_x,y＝g_c·η·W_x·(h₀+α·V_y)

其中，P_x,y对应水电机组有功出力；η对应转换效率；W_x对应水电站发电流量；h₀和α对应与库容有关的常数项；V_y对应梯级水电站的库容；

进一步地，将上述公式近似表示为下式，每个元素被划分为上方和下方两个三角形，分别表示为δ_x,y和ξ_x,y；

综上，水电机组的发电曲线被线性化进行下一步求解：

0≤φ_x,y≤δ_x,y-1+δ_x+1,y+δ_x,y+ξ_x-1,y+ξ_x,y+1+ξ_x,y,δ_x,y,ξ_x,y∈{0,1}

式中，φ_x,y为0-1变量；W、V和P分别为水电站发电流量、梯级水电站的库容和水电机组的有功出力；

(2)天然气潮流线性化方法

通过引入变量

和

天然气潮流计算公式被重新表示为下式：

其中，

的值为1表示天然气管道mn的天然气潮流从节点m流至节点n，

的值为1表示天然气管道mn的天然气潮流从节点n流至节点m；

通过引入极大值M，将上式进一步被线性化为下述公式：

将式中的二次项G_mn,t ²利用分段线性化法进行线性逼近求值。

2.根据权利要求1所述的考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度方法，其特征在于，所述步骤1中，所述水电系统包括梯级流域和水电机组；所述电力系统包括火电机组、燃气机组、电负荷、电转气设备、母线节点和输电线路；所述天然气系统包括气井、压缩机、储气设备、气负荷、天然气节点和天然气传输管道。

3.根据权利要求1所述的考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度方法，其特征在于，所述水-电-气多能源系统的运行参数包括发电机组的成本、爬坡能力、最小启停时间、电负荷大小、电转气设备的功率、输电线路的有功功率限值、气井的出气容量、气负荷大小、储气设备的容量及进/出气速率限值、压缩机的功率以及压缩系数、节点气压限值、梯级流域的自然来水量、梯级水电站的功率、水库库容限值和梯级水电站间的水流延迟时间。

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