CN115313422B - 主动支撑主网频率的电-气综合能源系统运行控制方法 - Google Patents

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CN115313422B CN202210939289.8A CN202210939289A CN115313422B CN 115313422 B CN115313422 B CN 115313422B CN 202210939289 A CN202210939289 A CN 202210939289A CN 115313422 B CN115313422 B CN 115313422B
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Abstract

本发明公开了属于电力系统调频与优化技术领域的主动支撑主网频率的电‑气综合能源系统运行控制方法。该方法包括：构建极端扰动事件下并网D‑MEMG的频率支撑动态特性模型；建立基于动态频率约束的D‑MEMG调频备用解析模型；构建含动态频率约束的D‑MEMG运行优化模型并转换为线性规划问题；刻画园区参与调频对天然气管网的影响，将园区参与电网调频全过程的行为转化为气网节点的负荷波动，并将参与调频的D‑MEMG运行优化模型转化为两阶段鲁棒优化模型，再采用大M法将两阶段鲁棒优化模型线性化处理；采用列与约束生成算法进行求解，得到满足收敛条件的最优解。本发明保证调频过程中气网仍能安全运行，确保园区预留的备用实际可行。

Description

主动支撑主网频率的电-气综合能源系统运行控制方法
技术领域
本发明涉及电力系统调频与优化技术领域，尤其涉及主动支撑主网频率的电-气综合能源系统运行控制方法。
背景技术
我国未来将大力发展可再生能源，并计划于2050年将一次能源中可再生能源的份额提升至60％以上。虽然大规模可再生能源的接入可有效缓解能源危机，但可再生能源出力的波动性及对电网表现出的弱惯量特性，导致在发生大功率缺额扰动之后，可再生能源对系统频率的支撑效果不够理想，为此，亟需发掘灵活可靠的调频手段，增强电网调频能力。
以中小型燃气轮机为代表的分布式电源具有输出功率灵活快速可调的特点，聚合后可形成的规模化调节效应，具备参与电网一次调频的能力。在我国东部、南部负荷中心，燃气发电装机占比通常在13％～20％，部分区域甚至高达90％，区域电网与天然气网络耦合较为紧密。作为耦合了电/气/光等多种能流形式的小型自治系统，园区多能微网被广泛应用于学校、工场、商业园区等地区，是用户侧综合能源系统的重要实现形式。
调频机组的调速器死区与限幅环节对系统频率动态过程影响显著，忽略该影响可能导致对频率的估计过于乐观，进一步导致优化方案的备用不足，不能保障大功率缺额扰动下的频率稳定。另一方面，调频机组的备用储备水平直接决定了其调频支撑能力，目前采用固定比例来应对调频需求的方案，易导致备用储备不足或过剩，具有一定的盲目性和局限性。此外，如不考虑调频过程对气网运行约束的影响，可能造成调频时气网节点气压越限，从而导致优化结果不可行。因此，有必要开展主动支撑主网频率的园区级电-气综合能源系统(District Multi-energy Microgrid，D-MEMG)运行控制方法研究，以提升对电网的频率支撑能力和结果优化。
发明内容
本发明的目的是提出主动支撑主网频率的电-气综合能源系统运行控制方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
步骤1：考虑上级电网频率及D-MEMG下辖微型燃气轮机的有功-频率动态特性，计及机组调速器死区与限幅非线性环节，构建极端扰动事件下并网D-MEMG的频率支撑动态特性模型；
步骤2：通过前向差分法，以dn为步长对步骤1构建的频率支撑动态特性模型进行差分离散化处理，建立基于动态频率约束的D-MEMG调频备用解析模型；
步骤3：考虑气网时域线性轻量化动态模型，构建含动态频率约束的D-MEMG运行优化模型，通过线性化将此模型转换为线性规划问题；
步骤4：刻画园区参与调频对天然气管网的影响，将园区参与电网调频全过程的行为转化为气网节点的负荷波动，并将参与调频的D-MEMG运行优化模型转化为两阶段鲁棒优化模型，再采用大M法将两阶段鲁棒优化模型线性化处理；
步骤5：采用列与约束生成算法进行求解，得到满足收敛条件的最优解。
所述步骤1中的频率支撑动态特性模型为：
Figure BDA0003784863990000021
Figure BDA0003784863990000022
Figure BDA0003784863990000023
Figure BDA0003784863990000024
式中：H为系统总惯量，D、df、
Figure BDA0003784863990000028
、f0、PL分别为阻尼系数、系统频率偏差、系统频率偏差的一阶导数、额定频率、系统总负荷；dPme为机械功率调整量；dPe为系统有功扰动； fdb为调频死区；/>
Figure BDA0003784863990000025
为等值火电机组经调速器死区和限幅环节后的有功调整量；dPg、dPm，i分别为等值火电机组与微型燃气轮机i的机械功率调整量；/>
Figure BDA0003784863990000026
分别为等值火电机组/微型燃气轮机i的额定功率、调速器限幅值；K、TR、FH分别为等值火电机组的调差系数、再热时间常数、高压涡轮功率分数；Km，i为微型燃气轮机i的调差系数。
所述步骤2中基于动态频率约束的D-MEMG调频备用解析模型为：
Figure BDA0003784863990000027
Figure BDA0003784863990000031
Figure BDA0003784863990000032
Figure BDA0003784863990000033
Figure BDA0003784863990000034
式中：dn为差分步长，t为调度时段，dft，n表示t时刻第n个步长的频率偏差；n＝1，...，N，N为总的离散分段数，N＝Tf/dn，Tf为频率响应总时间；
Figure BDA0003784863990000035
表示t时段第n个步长等值火电机组经调速器死区和限幅环节后的有功调整量，dPg，t，n/dPm，i，t，n表示t时段第n个步长等值火电机组/微型燃气轮机i的机械功率调整量，Ri，t表示t时段微型燃气轮机i的调频备用，为决策变量。
所述步骤3中含动态频率约束的D-MEMG运行优化模型为：
机组组合的目标函数：
Figure BDA0003784863990000036
式中：T为电力调度时段数，TG为天然气调度时段数，τ为气网动态时间尺度；ce为购电成本系数，cg为购气成本系数，cre为调频备用容量收益系数，cffr为调节效果收益系数；Pb，t为园区购电量，Mw，τ为园区购气量；
电力子系统的常规运行约束：
∑iPm，i，t+Pb，t＝Pd，t
Figure BDA0003784863990000037
Figure BDA0003784863990000038
式中：
Figure BDA0003784863990000039
为联络线的最大传输容量，Pd，t为园区内电负荷；
天然气子系统的常规运行约束：
Figure BDA00037848639900000310
Figure BDA0003784863990000041
Figure BDA0003784863990000042
Figure BDA0003784863990000043
式中：
Figure BDA0003784863990000044
分别为管道p首、末端的质量流量，Mi，τ、Md，t分别为微型燃气轮机、常规气负荷的耗气量；/>
Figure BDA0003784863990000045
分别为管道p首、末端的节点气压，Ap、Bp、Cp、Dp为常系数矩阵；Πm，τ为节点m的气压，/>
Figure BDA0003784863990000046
分别为节点m的最大、最小气压；/>
Figure BDA0003784863990000047
为气源最大产气量；
电力子系统和天然气子系统间的耦合约束：
Mi，τ＝Pm，i，t/ηi
式中：ηi为能量转换效率；
线性化后的动态频率约束：
Figure BDA0003784863990000048
Figure BDA0003784863990000049
Figure BDA00037848639900000410
/>
Figure BDA00037848639900000411
Figure BDA00037848639900000412
式中：dn为差分步长，t为调度时段，dft，n表示t时刻第n个步长的频率偏差；n＝1，...，N，N为总的离散分段数，N＝Tf/dn，Tf为频率响应总时间；
Figure BDA00037848639900000413
表示t时段第n个步长等值火电机组经调速器死区和限幅环节后的有功调整量，dPg，t，n/dPm，i，t，n表示t时段第n个步长等值火电机组/微型燃气轮机i的机械功率调整量，Ri，t表示t时段微型燃气轮机i的调频备用，为决策变量。
所述步骤4的具体过程如下：
按气网动态分析时间尺度τ对调频过程中微型燃气轮机的机械功率调整量进行采样，得到调频过程中微型燃气轮机的有功功率：
Figure BDA0003784863990000051
Figure BDA0003784863990000052
式中：ns为采样点的序数，
Figure BDA0003784863990000053
为采样点对应的微型燃气轮机在上级电网中发生极端扰动时的机械功率调整量；/>
Figure BDA0003784863990000054
为0-1变量，N0为采样点数；
进一步得到微型燃气轮机参与调频时天然气消耗量的波动范围：
Figure BDA0003784863990000055
式中，Ng＝t/τ为电、气时间尺度的比值；
在微型燃气轮机调频策略满足配气网运行约束可行性下，将参与调频的D-MEMG运行优化模型转化为两阶段鲁棒优化模型的标准形式：
主问题紧凑形式：
Figure BDA0003784863990000056
s.t.Ax+By≤d
式中：y为由微型燃气轮机出力及调频备用组成的向量；x为其余所有决策变量组成的向量；A、B为常系数矩阵，d、c、b为常系数向量；
可行性检测子问题紧凑形式：
Figure BDA0003784863990000057
s.t.Ey+Gs+Lz≤h-Fy*
式中：s为松弛变量组成的向量；z为极端调频场景组成的向量；y*为由主问题解得的微型燃气轮机出力及调频备用组成的向量；y为子问题其余所有决策变量组成的向量；E、G、 L、F为常系数矩阵，h为常系数向量；
基于强对偶定理列写内层min问题的max问题，从而将可行性检测子问题紧凑形式转化为单层优化问题：
Figure BDA0003784863990000061
s.t.[EG]Tλ＝[0T 1T]T
λ≤0
式中，λ为内层问题的对偶变量；目标函数中含有双线性项λTLz，无法通过商用求解器直接求解，故采用大M法并引入辅助变量线性化处理：
-Mbigz≤γ≤0
-Mbig(1-z)≤λ-γ≤0
式中，γ＝λz为大M法引入的辅助变量，Mbig为充分大的正数。
可行割构造：
Ey+Fy+Lz*≤h
式中：z*为辨识得到的极端调频场景。
所述步骤5的具体过程如下：
步骤51：算法初始化；获取上级电网调频机组参数、外购能源成本、调频收益系数，确定调度周期内的负荷预测曲线、扰动功率曲线，初始化参数迭代参数；
步骤52：求解主问题；将微型燃气轮机相关策略传至子问题；
步骤53：求解子问题；得到最优解及极端调频场景z*；
步骤54：收敛判断；如子问题最优解小于收敛误差，则说明迭代收敛，终止算法；反之，则根据可行割构造将新的决策变量和约束添加到主问题中，返回步骤52继续迭代。
本发明的有益效果在于：
本发明方法能够在已知上级电网内等值火电机组和园区内微型燃气轮机关键调频参数的前提下，根据前向差分法将计及调速器死区与限幅环节的系统频率响应模型离散化，构造动态频率约束，从而让园区尽可能支撑主网频率；通过将微型燃气轮机的调频行为转化为气负荷的变化范围，保证调频过程中气网仍能安全运行，确保园区预留的备用实际可行。
附图说明
图1为本发明主动支撑主网频率的电-气综合能源系统运行控制方法的流程图；
图2为本发明所采用的园区级电-气综合能源系统的测试系统示意图；
图3为本发明所提模型与传统优化模型、仅考虑动态频率约束的优化运行模型所得到的系统总备用容量的对比图；
图4为系统发生大小为8％PL的负荷突增扰动时，本发明所提模型与传统优化模型、仅考虑动态频率约束的优化运行模型所得到的系统频率最低点的对比图；
图5为仅考虑动态频率约束的优化运行模型在连续低频扰动下的气压曲线图；
图6为本发明所提模型在正常运行、连续低频/高频扰动下气网关键节点的气压动态曲线图。
具体实施方式
本发明提出主动支撑主网频率的电-气综合能源系统运行控制方法，下面结合附图和具体实施例对本发明做进一步说明。
图1为本发明主动支撑主网频率的电-气综合能源系统运行控制方法的流程图，具体步骤如下：
步骤l：建模并网D-MEMG的频率支撑动态特性模型；
系统频率响应模型的基础为发电机的摇摆方程：
Figure BDA0003784863990000071
式中：H为系统总惯量，D、df、
Figure BDA0003784863990000072
f0、PL分别为阻尼系数、系统频率偏差、系统频率偏差的一阶导数、额定频率、系统总负荷。dPme为机械功率调整量；dPe为系统有功扰动。
从摇摆方程出发，考虑上级电网内的等值火电机组及D-MEMG下辖微型燃气轮机的有功-频率动态特性，计及调速器死区与限幅环节，精细化建模调频机组的机械功率调整量：
Figure BDA0003784863990000073
Figure BDA0003784863990000074
Figure BDA0003784863990000075
式中：fdb为调频死区；
Figure BDA0003784863990000076
为等值火电机组经调速器死区和限幅环节后的有功调整量；dPg、 dPm，i分别为等值火电机组与微型燃气轮机i的机械功率调整量；
Figure BDA0003784863990000077
分别为等值火电机组/微型燃气轮机i的额定功率、调速器限幅值；K、TR、FH分别为等值火电机组的调差系数、再热时间常数、高压涡轮功率分数；Km，i为微型燃气轮机i的调差系数。
步骤2：欧拉法离散化频率支撑动态特性模型；
首先，根据欧拉法对摇摆方程中的一阶导数进行差分近似处理：
Figure BDA0003784863990000081
其中，dn为差分步长，t为调度时段，dft，n表示t时刻第n个步长的频率偏差；n＝1，...，N，N 为总的离散分段数，N＝Tf/dn，Tf为频率响应总时间。
然后，将上式带入摇摆方程中可得到频率偏差对应的差分方程：
Figure BDA0003784863990000082
同理可得各调频机组的机械功率调整量对应的差分方程组：
Figure BDA0003784863990000083
/>
Figure BDA0003784863990000084
Figure BDA0003784863990000085
其中，
Figure BDA0003784863990000086
表示t时刻第n个步长等值火电机组经调速器死区和限幅环节后的有功调整量，dPg，t，n/dPm，i，t，n表示t时刻第n个步长等值火电机组/微型燃气轮机i的机械功率调整量，Ri，t表示t时刻微型燃气轮机i的调频备用，为决策变量。
最后，给定系统初始状态：
Figure BDA0003784863990000087
上述式(1)～(5)即构成系统的动态频率约束，给出了电网频率动态指标dft，n与D-MEMG调频备用Rm，i的间接映射关系。
步骤3：构建含动态频率约束的D-MEMG优化运行模型；
首先建立机组组合的目标函数，包括机组购电成本、购气成本以及调频辅助服务收益(包括调频备用容量收益与调节效果收益)：
Figure BDA0003784863990000088
式中：T为电力调度时段数，TG为天然气调度时段数，τ为气网动态时间尺度；ce为购电成本系数，cg为购气成本系数，cre为调频备用容量收益系数，cffr为调节效果收益系数；Pb，t为园区购电量，Mw，τ为园区购气量。
其次构建电力子系统的常规运行约束：
∑iPm，i，t+Pb，t＝Pd，t (7)
Figure BDA0003784863990000091
Figure BDA0003784863990000092
公式(7)～(9)分别表示功率平衡约束、微型燃气轮机的备用容量约束、联络线传输容量约束。
Figure BDA0003784863990000093
为联络线的最大传输容量，Pd，t为园区内电负荷。
然后构建天然气子系统的常规运行约束：
Figure BDA0003784863990000094
Figure BDA0003784863990000095
Figure BDA0003784863990000096
Figure BDA0003784863990000097
公式(10)～(13)分别表示气网节点气流量平衡、管道气压-流量动态约束、节点气压约束、气源产气量与气压约束。
Figure BDA0003784863990000098
分别为管道p首、末端的质量流量，Mi，τ、Md，t分别为微型燃气轮机、常规气负荷的耗气量；/>
Figure BDA0003784863990000099
分别为管道p首、末端的节点气压，Ap、Bp、Cp、 Dp为常系数矩阵；Πm，τ为节点m的气压，/>
Figure BDA00037848639900000910
分别为节点m的最大、最小气压；
Figure BDA00037848639900000911
为气源最大产气量。
电力子系统和天然气子系统间的耦合约束为：
Mi，τ＝Pm，i，t/ηi (14)
其中，ηi为能量转换效率。
最后，将式(1)～(5)所示的动态频率约束加入优化运行模型中，此外，限幅环节引入的min 约束也会导致模型非凸，考虑到目标函数中存在dft，n项，故可将式(2)、(4)等价转换为一组不等式约束：
Figure BDA00037848639900000912
步骤4：构建D-MEMG运行优化模型的两阶段鲁棒优化形式；
园区内微型燃气轮机参与上级电网调频时的响应过程可分为响应阶段、持续阶段、退出阶段这三个阶段。按气网动态分析时间尺度τ对调频过程中微型燃气轮机的机械功率调整量进行采样，得到调频过程中微型燃气轮机的有功功率：
Figure BDA0003784863990000101
Figure BDA0003784863990000102
式中，ns为采样点的序数，
Figure BDA0003784863990000103
为采样点对应的微型燃气轮机在上级电网中发生极端扰动时的机械功率调整量；/>
Figure BDA0003784863990000104
为0-1变量，N0为采样点数。基于式(14)可进一步推算到微型燃气轮机参与调频时天然气消耗量的波动范围：
Figure BDA0003784863990000105
式中，Ng＝t/τ为电、气时间尺度的比值。
由式(16)与式(17)表述的微型燃气轮机调频时的天然气消耗量模型与电力系统两阶段鲁棒优化模型中经典盒式不确定集合的形式一致。若微型燃气轮机调频策略满足配气网运行约束可行性，意味着对由式(16)-(17)表述的任意天然气消耗量，式(10)-式(13)均存在可行解，这与电力系统两阶段鲁棒优化模型中可行性检测子问题功能一致。因此，所构建的主动支撑电网频率的园区多能微网优化运行模型属于两阶段鲁棒优化范畴，其标准形式为：
主问题紧凑形式：
Figure BDA0003784863990000106
s.t.Ax+By＜d (18)
式中：y为由微型燃气轮机出力及调频备用组成的向量；x为其余所有决策变量组成的向量；A、B、d、c、b为常系数矩阵或向量。
可行性检测子问题紧凑形式：
Figure BDA0003784863990000107
s.t.Ey+Gs+Lz＜h-Fy* (19)
基于强对偶定理列写内层min问题的对偶问题(max问题)，从而将式(19)转化为单层优化问题：
Figure BDA0003784863990000108
s.t.[EG]Tλ＝[0T 1T]T
λ≤0 (20)
式中，λ为内层问题的对偶变量。式(20)目标函数中含有双线性项λTLz，无法通过商用求解器直接求解，故采用大M法并引入辅助变量线性化处理：
-Mbigz≤γ≤0
-Mbig(1-z)＜λ-γ≤0 (21)
式中，γ＝λz为大M法引入的辅助变量，Mbig为充分大的正数，式(21)为大M法引入的辅助约束。
可行割构造：
Ey+Fy+Lz*≤h (22)
式中：z*为辨识得到的极端调频场景。
步骤5：采用经典列与约束生成算法(C&CG)求解运行策略；
1)算法初始化。获取上级电网调频机组参数、外购能源成本、调频收益系数；确定调度周期内的负荷预测曲线、扰动功率曲线；初始化参数迭代参数。
2)求解主问题。将微型燃气轮机相关策略传至子问题。
3)求解子问题。得到最优解及极端调频场景z*。
4)收敛判断。如子问题最优解小于收敛误差，则说明迭代收敛，终止算法。反之，则根据式(22)将新的决策变量和约束添加到主问题中，返回2)继续迭代。
下面通过一个具体实例来对本发明方法进行说明。图2为某园区级电-气综合能源系统的测试系统示意图，电力能量管理时间尺度置为15分钟，气网动态建模时间尺度置为5秒，频率动态建模时间尺度置为0.1秒，园区的能量管理策略的总时长为90分钟。上级电网有功扰动大小设置为总负荷的12％。
为分析动态频率约束和配气网可行性检测对机组运行状态及备用配置的影响，进行了以下三种模型的比较：
对照组-I：传统优化运行模型，总备用容量不低于园区峰值负荷的12％。
对照组-II：考虑动态频率约束的优化运行模型，但不考虑D-MEMG调频对气网安全约束的影响。
所提模型：本发明所提考虑动态频率约束和气网可行性检测的优化模型。
三种模型优化得到的各时段系统总备用容量的配置情况和系统频率最低点如图3、4所示，对照组-I按照12％的比例预留备用，故扰动后频率偏差最大；在调频收益的激励下，对照组-II与所提模型的上调备用接近于微型燃气轮机的最大技术出力与稳态运行出力的差值，下调备用接近于微型燃气轮机稳态运行时出力，有效提升了扰动后主网频率的最低点，体现了D-MEMG较强的频率支撑能力。园区总成本分别为10741元、8858元和9001元，在调频收益的激励下，对照组-II、所提模型的成本相比与对照组-I分别降低了17.53％、16.2％。
所提模型为了保障调频支撑过程中气网的安全运行，微型燃气轮机备用整定相对保守，总运行成本相较于对照组-II有所增加。然而，如图5所示，在对照组-II的调频备用整定策略中，D-MEMG参与调频可能使得气网安全约束越限。相对地，如图6所示，所提模型中考虑了D-MEMG参与调频对气网的影响并建模配气网节点气压约束，即使园区连续参与调频，气网关键节点的气压依然在合理范围内，避免了因园区参与调频导致气网节点气压越限带来的不利影响。

Claims (5)

1.主动支撑主网频率的电-气综合能源系统运行控制方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
步骤1：考虑上级电网频率及D-MEMG下辖微型燃气轮机的有功-频率动态特性，计及机组调速器死区与限幅非线性环节，构建极端扰动事件下并网D-MEMG的频率支撑动态特性模型；
所述步骤1中的频率支撑动态特性模型为：
Figure FDA0004051820040000011
Figure FDA0004051820040000012
Figure FDA0004051820040000013
Figure FDA0004051820040000014
式中：H为系统总惯量，D、df、
Figure FDA0004051820040000015
f0、PL分别为阻尼系数、系统频率偏差、系统频率偏差的一阶导数、额定频率、系统总负荷；dPme为机械功率调整量；dPe为系统有功扰动；fdb为调频死区；/>
Figure FDA0004051820040000016
为等值火电机组经调速器死区和限幅环节后的有功调整量；dPg、dPm,i分别为等值火电机组与微型燃气轮机i的机械功率调整量；/>
Figure FDA0004051820040000017
分别为等值火电机组/微型燃气轮机i的额定功率、调速器限幅值；K、TR、FH分别为等值火电机组的调差系数、再热时间常数、高压涡轮功率分数；Km,i为微型燃气轮机i的调差系数；
步骤2：通过前向差分法，以dn为步长对步骤1构建的频率支撑动态特性模型进行差分离散化处理，建立基于动态频率约束的D-MEMG调频备用解析模型；
步骤3：考虑气网时域线性轻量化动态模型，构建含动态频率约束的D-MEMG运行优化模型，通过线性化将此模型转换为线性规划问题；
步骤4：刻画园区参与调频对天然气管网的影响，将园区参与电网调频全过程的行为转化为气网节点的负荷波动，并将参与调频的D-MEMG运行优化模型转化为两阶段鲁棒优化模型，再采用大M法将两阶段鲁棒优化模型线性化处理；
步骤5：采用列与约束生成算法进行求解，得到满足收敛条件的最优解。
2.根据权利要求1所述主动支撑主网频率的电-气综合能源系统运行控制方法，其特征在于，所述步骤2中基于动态频率约束的D-MEMG调频备用解析模型为：
Figure FDA0004051820040000021
Figure FDA0004051820040000022
Figure FDA0004051820040000023
/>
Figure FDA0004051820040000024
Figure FDA0004051820040000025
式中：dn为差分步长，t为调度时段，dft,n表示t时刻第n个步长的频率偏差；n＝1,…,N，N为总的离散分段数，N＝Tf/dn，Tf为频率响应总时间；
Figure FDA0004051820040000026
表示t时段第n个步长等值火电机组经调速器死区和限幅环节后的有功调整量，dPg,t,n/dPm,i,t,n表示t时段第n个步长等值火电机组/微型燃气轮机i的机械功率调整量，Ri,t表示t时段微型燃气轮机i的调频备用，为决策变量。
3.根据权利要求1所述主动支撑主网频率的电-气综合能源系统运行控制方法，其特征在于，所述步骤3中含动态频率约束的D-MEMG运行优化模型为：
机组组合的目标函数：
Figure FDA0004051820040000027
式中：T为电力调度时段数，TG为天然气调度时段数，τ为气网动态时间尺度；ce为购电成本系数，cg为购气成本系数，cre为调频备用容量收益系数，cffr为调节效果收益系数；Pb,t为园区购电量，Mw,τ为园区购气量；
电力子系统的常规运行约束：
∑iPm,i,t+Pb,t＝Pd,t
Figure FDA0004051820040000031
0≤Pm,i,t-Ri,t
Figure FDA0004051820040000032
式中：
Figure FDA0004051820040000033
为联络线的最大传输容量，Pd,t为园区内电负荷；
天然气子系统的常规运行约束：
Figure FDA0004051820040000034
Figure FDA0004051820040000035
Figure FDA0004051820040000036
Figure FDA0004051820040000037
Πw,τ＝const
式中：
Figure FDA0004051820040000038
分别为管道p首、末端的质量流量，Mi,τ、Md,t分别为微型燃气轮机、常规气负荷的耗气量；/>
Figure FDA0004051820040000039
分别为管道p首、末端的节点气压，Ap、Bp、Cp、Dp为常系数矩阵；Πm,τ为节点m的气压，/>
Figure FDA00040518200400000310
分别为节点m的最大、最小气压；/>
Figure FDA00040518200400000311
为气源最大产气量；
电力子系统和天然气子系统间的耦合约束：
Mi,τ＝Pm,i,t/ηi
式中：ηi为能量转换效率；
线性化后的动态频率约束：
Figure FDA00040518200400000312
Figure FDA00040518200400000313
Figure FDA0004051820040000041
Figure FDA0004051820040000042
Figure FDA0004051820040000043
式中：dn为差分步长，t为调度时段，dft,n表示t时刻第n个步长的频率偏差；n＝1,…,N，N为总的离散分段数，N＝Tf/dn，Tf为频率响应总时间；
Figure FDA0004051820040000044
表示t时段第n个步长等值火电机组经调速器死区和限幅环节后的有功调整量，dPg,t,n/dPm,i,t,n表示t时段第n个步长等值火电机组/微型燃气轮机i的机械功率调整量，Ri,t表示t时段微型燃气轮机i的调频备用，为决策变量。
4.根据权利要求3所述主动支撑主网频率的电-气综合能源系统运行控制方法，其特征在于，所述步骤4的具体过程如下：
按气网动态分析时间尺度τ对调频过程中微型燃气轮机的机械功率调整量进行采样，得到调频过程中微型燃气轮机的有功功率：
Figure FDA0004051820040000045
Figure FDA0004051820040000046
式中：ns为采样点的序数，
Figure FDA0004051820040000047
为采样点对应的微型燃气轮机在上级电网中发生极端扰动时的机械功率调整量；/>
Figure FDA0004051820040000048
为0-1变量，N0为采样点数；
进一步得到微型燃气轮机参与调频时天然气消耗量的波动范围：
Figure FDA0004051820040000049
式中，Ng＝t/τ为电、气时间尺度的比值；
在微型燃气轮机调频策略满足配气网运行约束可行性下，将参与调频的D-MEMG运行优化模型转化为两阶段鲁棒优化模型的标准形式：
主问题紧凑形式：
Figure FDA0004051820040000051
s.t.Ax+By≤d
式中：y为由微型燃气轮机出力及调频备用组成的向量；x为其余所有决策变量组成的向量；A、B为常系数矩阵，d、c、b为常系数向量；
可行性检测子问题紧凑形式：
Figure FDA0004051820040000052
s.t.Ey+Gs+Lz≤h-Fy*
式中：s为松弛变量组成的向量；z为极端调频场景组成的向量；y*为由主问题解得的微型燃气轮机出力及调频备用组成的向量；y为子问题其余所有决策变量组成的向量；E、G、L、F为常系数矩阵，h为常系数向量；
基于强对偶定理列写内层min问题的max问题，从而将可行性检测子问题紧凑形式转化为单层优化问题：
Figure FDA0004051820040000053
s.t.[E G]Tλ＝[0T 1T]T
λ≤0
式中，λ为内层问题的对偶变量；目标函数中含有双线性项λTLz，无法通过商用求解器直接求解，故采用大M法并引入辅助变量线性化处理：
-Mbigz≤γ≤0
-Mbig(1-z)≤λ-γ≤0
式中，γ＝λz为大M法引入的辅助变量，Mbig为充分大的正数；
可行割构造：
Ey+Fy+Lz*≤h
式中：z*为辨识得到的极端调频场景。
5.根据权利要求1所述主动支撑主网频率的电-气综合能源系统运行控制方法，其特征在于，所述步骤5的具体过程如下：
步骤51：算法初始化；获取上级电网调频机组参数、外购能源成本、调频收益系数，确定调度周期内的负荷预测曲线、扰动功率曲线，初始化参数迭代参数；
步骤52：求解主问题；将微型燃气轮机相关策略传至子问题；
步骤53：求解子问题；得到最优解及极端调频场景z*；
步骤54：收敛判断；如子问题最优解小于收敛误差，则说明迭代收敛，终止算法；反之，则根据可行割构造将新的决策变量和约束添加到主问题中，返回步骤52继续迭代。
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