CN115544722A - 考虑电-气需求响应的两阶段综合能源系统韧性提升方法 - Google Patents

考虑电-气需求响应的两阶段综合能源系统韧性提升方法 Download PDF

Info

Publication number
CN115544722A
CN115544722A CN202211055663.4A CN202211055663A CN115544722A CN 115544722 A CN115544722 A CN 115544722A CN 202211055663 A CN202211055663 A CN 202211055663A CN 115544722 A CN115544722 A CN 115544722A
Authority
CN
China
Prior art keywords
gas
unit
electric
load
network
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN202211055663.4A
Other languages
English (en)
Inventor
柳志军
翁利国
徐鹏建
范华
邱海锋
陈尧明
周国华
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Hangzhou Power Supply Co of State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd
Zhejiang Zhongxin Electric Power Engineering Construction Co Ltd
Original Assignee
Hangzhou Power Supply Co of State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd
Zhejiang Zhongxin Electric Power Engineering Construction Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Hangzhou Power Supply Co of State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd, Zhejiang Zhongxin Electric Power Engineering Construction Co Ltd filed Critical Hangzhou Power Supply Co of State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd
Priority to CN202211055663.4A priority Critical patent/CN115544722A/zh
Publication of CN115544722A publication Critical patent/CN115544722A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/04—Forecasting or optimisation specially adapted for administrative or management purposes, e.g. linear programming or "cutting stock problem"
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/06—Resources, workflows, human or project management; Enterprise or organisation planning; Enterprise or organisation modelling
    • G06Q10/063—Operations research, analysis or management
    • G06Q10/0631—Resource planning, allocation, distributing or scheduling for enterprises or organisations
    • G06Q10/06312—Adjustment or analysis of established resource schedule, e.g. resource or task levelling, or dynamic rescheduling
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/06—Resources, workflows, human or project management; Enterprise or organisation planning; Enterprise or organisation modelling
    • G06Q10/063—Operations research, analysis or management
    • G06Q10/0631—Resource planning, allocation, distributing or scheduling for enterprises or organisations
    • G06Q10/06315—Needs-based resource requirements planning or analysis
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/04—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for connecting networks of the same frequency but supplied from different sources
    • H02J3/06—Controlling transfer of power between connected networks; Controlling sharing of load between connected networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/12—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load
    • H02J3/14—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load by switching loads on to, or off from, network, e.g. progressively balanced loading
    • H02J3/144—Demand-response operation of the power transmission or distribution network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2111/00—Details relating to CAD techniques
    • G06F2111/04—Constraint-based CAD
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2113/00—Details relating to the application field
    • G06F2113/04—Power grid distribution networks
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
    • G06F2119/02—Reliability analysis or reliability optimisation; Failure analysis, e.g. worst case scenario performance, failure mode and effects analysis [FMEA]
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]

Landscapes

  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Economics (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Entrepreneurship & Innovation (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • Game Theory and Decision Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Development Economics (AREA)
  • Operations Research (AREA)
  • Educational Administration (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)

Abstract

本发明公开了一种考虑电‑气需求响应的两阶段综合能源系统韧性提升方法。方法包括：考虑电‑气综合能源调度约束，建立电‑气综合能源系统的两阶段韧性提升模型，将运作代价数据、单位输出代价数据和单位调用代价数据输入；使用列与约束生成算法输出电‑气综合能源系统日前阶段的状态变量以及实时阶段的单位输出数据和单位调用负荷数据；控制电‑气综合能源系统在日前阶段的运行，在实时阶段对电‑气综合能源系统韧性进行最优调度。本发明可以实现在电‑气综合能源系统的优化调度中充分考虑极端天气的不利影响，优化传统的系统可调度资源与电‑气多能负荷形式的需求响应资源，提高整个电‑气综合能源系统抵御极端天气的能力及韧性。

Description

考虑电-气需求响应的两阶段综合能源系统韧性提升方法
技术领域
本发明涉及了一种综合能源系统韧性提升方法，具体涉及一种考虑电-气需求响应的两阶段综合能源系统韧性提升方法。
背景技术
当前，随着电力网络中新能源机组装机容量的不断攀升，燃气机组作为灵活性资源的需求也逐步增加，从而增强了电力网络与天然气网络之间的耦合程度。而在另一方面，近年来极端天气频发，电力网络和天然气网络的可靠性运行受到不同程度的威胁。提高电力网络和天然气网络在极端天气造成的不利影响下的韧性成为了电-气综合能源系统调度的最重要的目标之一。
然而现有研究仅从发电侧和电网侧资源的调节出发，调节空间有限，需求侧电-气多能互补提升系统韧性的潜力未能够充分挖掘。
发明内容
为了解决背景技术中存在的问题，本发明所提供一种考虑电-气需求响应的两阶段综合能源系统韧性提升方法。
本发明采用的技术方案是：
本发明两阶段综合能源配网韧性提升方法包括如下步骤：
1)建立电-气综合能源系统，在考虑电-气综合能源调度约束的情况下，建立电-气综合能源系统的两阶段韧性提升模型，获取电-气综合能源系统遭遇极端事件前一天的日前阶段的运作代价数据，同时获取电-气综合能源系统遭遇极端事件时的实时阶段的单位输出代价数据和单位调用代价数据，将运作代价数据、单位输出代价数据和单位调用代价数据输入两阶段韧性提升模型中。
2)两阶段韧性提升模型使用列与约束生成算法输出电-气综合能源系统在日前阶段的状态变量，同时输出电-气综合能源系统在实时阶段的单位输出数据和单位调用负荷数据。
3)根据输出的状态变量控制电-气综合能源系统在日前阶段的运行，根据输出的单位输出数据和单位调用负荷数据在实时阶段对电-气综合能源系统韧性进行最优调度，最终实现电-气综合能源系统的两阶段综合能源配网韧性提升。
所述的步骤1)中，电-气综合能源系统包括电力网络和天然气网络，电力网络包括若干电节点、发电机组、变电站和电负荷设备，各个电节点之间通过各个输电线路相连接，各个发电机组、变电站和电负荷设备位于各自的电节点上，各个发电机组包括燃气机组和非燃气机组，各个非燃气机组包括燃煤机组、核电机组和水电机组等；各个电负荷设备包括消耗常规电负荷的电负荷设备和消耗转气负荷的电负荷设备，常规电负荷用于与天然气网络无关的电负荷设备的正常工作。
天然气网络包括若干气节点、气源设备和气负荷设备，各个气节点之间通过各个输气管道相连接，各个气源设备和气负荷设备位于各自的气节点上，各个气源设备包括常规气源和电转气设备，各个气负荷设备包括消耗常规气负荷的气负荷设备和消耗转电负荷的气负荷设备，常规气负荷用于与电力网络无关的气负荷设备的正常工作。
电力网络中的各个燃气机组所在的电节点分别连接天然气网络中的各个消耗转电负荷的气负荷设备所在的气节点；天然气网络中的各个电转气设备所在的气节点分别连接电力网络中的消耗转气负荷的电负荷设备所在的电节点。
电-气综合能源系统中的电力-天然气相互依赖环节包括燃气机组依赖链接和电转气设备依赖链接，燃气机组依赖链接是指燃气机组在电力网络中所在的电节点与在天然气网络中所在的气节点之间的链接；电转气设备依赖链接是指电转气设备在电力网络中所在的电节点与在天然气网络中所在的气节点之间的链接。燃气机组发电所消耗的天然气燃料依赖于与天然气网络的气节点；电转气设备维持正常工作所需要的电力负荷依赖于电力网络中的电节点。电力网络与天然气网络通过燃气机组进行耦合，一方面，燃气机组是电力网络重要的电源。另一方面，燃气机组需要天然气网络供应的天然气作为发电的一次能源。
结合电-气综合能源系统中负荷侧资源的特性，将电-气综合能源负荷的需求响应资源分为4类：1)可转移电负荷；2)可削减电负荷；3)可转移气负荷；4)可转移气负荷。可转移电负荷是指，某个时段的电负荷可以转移到一天内的其他时段，但是一天内电负荷的总量必须得到满足；可削减电负荷是指某个时段的电负荷可以根据需要直接削减，不用在其他时段补足；类似地，可转移气负荷是指，某个时段的气负荷可以转移到一天内的其他时段，但是一天内气负荷的总量必须得到满足；可削减气负荷是指某个时段的气负荷可以根据需要直接削减，不用在其他时段补足。某个时段上的电负荷需求响应等于可转移电负荷和可削减电负荷之和；某个时段上的气负荷需求响应等于可转移气负荷和可削减气负荷之后。
所述的步骤1)中，在考虑电-气综合能源调度约束的情况下，建立的电-气综合能源系统的两阶段韧性提升模型，具体如下：
Figure BDA0003824866810000031
其中，
Figure BDA0003824866810000032
和
Figure BDA0003824866810000033
分别表示电力网络中的燃煤机组c的运行代价、启动代价和关停代价；
Figure BDA0003824866810000034
和
Figure BDA0003824866810000035
分别表示电力网络中的燃气机组g的运行代价、启动代价和关停代价；xc,t和xg,t分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t中的运行状态变量，xc,t＝1和xg,t＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t中运行，xc,t＝0和xg,t＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t中未运行；yc,t和yg,t分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t中的启动状态变量，yc,t＝1和yg,t＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻t被启动，即分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1中未运行，而在时刻t中启动并被调度运行，yc,t＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻t中未被启动；zc,t和zg,t分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时刻t中的停止状态变量，zc,t＝1和zg,t＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻t被停止，即分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1中运行，而在时刻t中停止并未被调度运行，zc,t＝0和zg,t＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t中未被停止；Ψ表示日前阶段电-气综合能源系统中的可调度变量集合，
Figure BDA0003824866810000036
表示日前阶段的调度的目标函数，这里特指最小化日前阶段的运行代价；Cc和Cg分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g的单位功率出力代价，Cgs表示天然气网络中的气源gs的单位产出气流量代价；
Figure BDA0003824866810000037
和
Figure BDA0003824866810000038
分别表示电-气综合能源系统的单位调用可削减电负荷代价和可转移电负荷代价，
Figure BDA0003824866810000039
和
Figure BDA00038248668100000310
分别表示电-气综合能源系统的单位调用可削减气负荷代价和可转移气负荷代价；pc,t和pg,t分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t的有功功率出力，qgs,t表示天然气网络中的气源gs的单位产出气流量；
Figure BDA00038248668100000311
和
Figure BDA00038248668100000312
分别表示电-气综合能源系统的单位调用可削减电负荷和可转移电负荷，
Figure BDA00038248668100000313
和
Figure BDA00038248668100000314
分别表示电-气综合能源系统的单位调用可削减气负荷和可转移气负荷；Φ表示实时阶段极端事件对电-气综合能源系统不确定影响的变量集合，
Figure BDA00038248668100000315
表示寻找实时阶段极端事件对电-气综合能源系统最坏的影响；Ξ表示实时阶段电-气综合能源系统中的可调度变量集合，可调度变量集合中包括电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g时段t的有功功率出力pc,t和pg,t、天然气网络中的气源gs的单位产出气流量qgs,t、电-气综合能源系统的单位调用可削减电负荷和可转移电负荷
Figure BDA0003824866810000041
和
Figure BDA0003824866810000042
以及电-气综合能源系统的单位调用可削减气负荷和可转移气负荷
Figure BDA0003824866810000043
和
Figure BDA0003824866810000044
Figure BDA0003824866810000045
表示在考虑极端事件对电-气综合能源系统的最坏影响下，寻找最优的韧性提升策略。
所述的电-气综合能源调度约束包括电-气综合能源系统的日前阶段调度约束和实时阶段调度约束。
所述的两阶段韧性提升模型输入的运作代价数据包括电力网络中的燃煤机组c的运行代价、启动代价和关停代价
Figure BDA0003824866810000046
和
Figure BDA0003824866810000047
以及电力网络中的燃气机组g的运行代价、启动代价和关停代价
Figure BDA0003824866810000048
和
Figure BDA0003824866810000049
所述的单位输出代价数据包括电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g的单位功率出力代价Cc和Cg以及天然气网络中的气源gs的单位产出气流量代价Cgs；所述的单位调用代价数据包括电-气综合能源系统的单位调用可削减电负荷代价和可转移电负荷代价
Figure BDA00038248668100000410
和
Figure BDA00038248668100000411
以及电-气综合能源系统的单位调用可削减气负荷代价和可转移气负荷代价
Figure BDA00038248668100000412
和
Figure BDA00038248668100000413
代价具体为消耗的电量或天然气量的相关量。
所述的步骤2)中，两阶段韧性提升模型输出的状态变量包括电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t中的运行状态变量xc,t和xg,t、电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t中的启动状态变量yc,t和yg,t以及电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时刻t中的停止状态变量zc,t和zg,t；单位输出数据包括电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g时段t的有功功率出力pc,t和pg,t以及天然气网络中的气源gs的单位产出气流量qgs,t；单位调用负荷数据包括电-气综合能源系统的单位调用可削减电负荷和可转移电负荷
Figure BDA00038248668100000414
和
Figure BDA00038248668100000415
以及电-气综合能源系统的单位调用可削减气负荷和可转移气负荷
Figure BDA00038248668100000416
和
Figure BDA00038248668100000417
所述的日前阶段调度约束具体如下：
Figure BDA00038248668100000418
Figure BDA00038248668100000419
Figure BDA00038248668100000420
Figure BDA00038248668100000421
Figure BDA00038248668100000422
Figure BDA00038248668100000423
Figure BDA00038248668100000424
Figure BDA00038248668100000425
Figure BDA00038248668100000426
Figure BDA00038248668100000427
Figure BDA0003824866810000051
Figure BDA0003824866810000052
Figure BDA0003824866810000053
Figure BDA0003824866810000054
Figure BDA0003824866810000055
Figure BDA0003824866810000056
Figure BDA0003824866810000057
Figure BDA0003824866810000058
其中，
Figure BDA0003824866810000059
表示时段t电力网络中的电负荷设备所在的电节点ed上的电负荷需求响应资源之和；
Figure BDA00038248668100000510
和
Figure BDA00038248668100000511
分别表示时段t电力网络中的电负荷设备所在的电节点ed上的可转移电负荷和可削减电负荷；Ded,t表示时段t电力网络中的电负荷设备所在的电节点ed上的电负荷总量；
Figure BDA00038248668100000512
表示时段t电力网络中的电负荷设备所在的电节点ed上的可削减电负荷
Figure BDA00038248668100000513
占电负荷总量Ded,t的预设最大比例；
Figure BDA00038248668100000514
表示时段t天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的气负荷需求响应资源之和；
Figure BDA00038248668100000515
和
Figure BDA00038248668100000516
分别表示时段t天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的可转移气负荷和可削减气负荷；Dgd,t表示时段t天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的气负荷总量；
Figure BDA00038248668100000517
表示时段t天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的可削减气负荷占气负荷总量Dgd,t的最大比例；xc,t-1和xg,t-1分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1中的运行状态变量，xc,t-1＝1和xg,t-1＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1中运行，xc,t-1＝0和xg,t-1＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1中未运行；yc,i和yg,i分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段i中的启动状态变量，yc,i＝1和yg,i＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻i被启动，yc,i＝0和yg,i＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻i中未被启动；zc,i和zg,i分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时刻i中的停止状态变量，zc,i＝1和zg,i＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻i被停止，zc,i＝0和zg,i＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段i中未被停止；公式xc,t,yc,t,zc,t∈{0,1}
Figure BDA00038248668100000518
和xg,t,yg,t,zg,t∈{0,1}
Figure BDA00038248668100000519
分别表示xc,t,yc,t,zc,t以及xg,t,yg,t,zg,t的取值只能为0或者1的变量。TUc和TUg分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g的启动时刻至下一次关停时刻的最小时间间隔，NT表示将日前阶段划分为若干时段，日前阶段中的时段总数；TDc和TDg分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g的关停时刻至下一次启动时刻的最小时间间隔。
所述的实时阶段调度约束具体如下：
Figure BDA0003824866810000061
Figure BDA0003824866810000062
Figure BDA0003824866810000063
Figure BDA0003824866810000064
Figure BDA0003824866810000065
Figure BDA0003824866810000066
Figure BDA0003824866810000067
Figure BDA0003824866810000068
Figure BDA0003824866810000069
Figure BDA00038248668100000610
Figure BDA00038248668100000611
Figure BDA00038248668100000612
Figure BDA00038248668100000613
Figure BDA00038248668100000614
Figure BDA00038248668100000615
Figure BDA00038248668100000616
Figure BDA00038248668100000617
Figure BDA00038248668100000618
Figure BDA00038248668100000619
其中，EJl,t表示实时阶段极端事件下电力网络中的输电线路l在时段t的可用情况，EJl,t＝0表示实时阶段极端事件下电力网络中的输电线路l在时段t不可用，EJl,t＝1表示实时阶段极端事件下电力网络中的输电线路l在时段t可用；ΓL表示实时阶段极端事件下电力网络中的不可用输电线路的最大数量；公式EJl,t≥EJl,t+1
Figure BDA00038248668100000620
表示当输电线路l在时段t不可用时，它在后续时段都不可用。GJp,t表示实时阶段极端事件下天然气网络中的输气管道p在时段t的可用情况，GJp,t＝0表示实时阶段极端事件下天然气网络中的输气管道p在时段t不可用，GJp,t＝1表示实时阶段极端事件下天然气网络中的输气管道p在时段t可用；ΓP表示实时阶段极端事件下天然气网络中的不可用输气管道的最大数量；公式GJp,t≥GJp,t+1
Figure BDA0003824866810000071
表示当输气管道p在时段t不可用时，它在后续时段都不可用。NC(m)表示与电力网络中的节点m相连的燃煤机组的集合，NG(m)表示与电力网络中的节点m相连的燃气机组的集合，Lfnode(m)表示以电力网络中的节点m作为头节点的输电线路的集合，Ltnode(m)表示以电力网络中的节点m作为尾节点的输电线路的集合，ED(m)表示与电力网络中的节点m相连的气负荷设备的集合；pl,t表示电力网络中的输电线路l上t时段流过的有功功率；
Figure BDA0003824866810000072
表示电力网络中的电负荷设备所在的电节点ed上的参与需求响应的电负荷总量；Pc min和Pc max分别表示电力网络中的燃煤机组c在时段t的最小有功功率出力和最大有功功率出力；Pg min和Pg max分别表示电力网络中的燃气机组g在时段t的最小有功功率出力和最大有功功率出力；pc,t-1和pg,t-1分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1的有功功率出力；RUc和RDc分别表示电力网络中的燃煤机组c的最大运行向上爬坡速率和最大运行向下爬坡速率，RUg和RDg分别表示电力网络中的燃气机组g的最大运行向上爬坡速率和最大运行向下爬坡速率，SUc和SUg分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在启动阶段的最大向上爬坡速率，SDc和SDg分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在关机阶段的最大向下爬坡速率；θm,t和θn,t分别表示时段t电力网络中的输电线路l两端连接的电节点m和电节点n的电压相角，Xl表示电力网络中的输电线路l的电抗，θref,t表示时段t电力网络中的预选参考电节点上的电压；fl max表示电力网络中的输电线路l上流过的最大有功功率；NGS(n)表示与天然气网络中的气节点n相连的气源的集合，NG(n)表示与天然气网络中的气节点n相连的燃气机组的集合，Pfnode(n)表示以天然气网络中的气节点n作为头节点的输气管道的集合，Ptnode(n)表示以天然气网络中的气节点n作为尾节点的输气管道的集合，GD(n)表示与天然气网络中的气节点n相连的气负荷设备的集合；qg,t表示电力网络中的燃气机组g在t时段的天然气气流需求大小；qp,t表示天然气网络中的输气管道p上t时段流过的气流大小；Qgd,t表示天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的气负荷总量；
Figure BDA0003824866810000073
表示天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的参与需求响应的气负荷总量；t时段从天然气网络中的气节点n流出气流大小等于流出节点的气流大小；
Figure BDA0003824866810000074
表示天然气网络中的输气管道p中流过的最大气流；ηg表示电力网络中的燃气机组g的天然气与发电量之间的转换系数。
所述的极端事件对电-气综合能源系统不确定影响的变量集合Φ包括实时阶段极端事件下电力网络中的输电线路l在时段t的可用情况EJl,t和实时阶段极端事件下天然气网络中的输气管道p在时段t的可用情况GJp,t。
所述的步骤3)中，根据输出的状态变量控制电-气综合能源系统在日前阶段的运行，具体为根据状态变量控制电-气综合能源系统的燃煤机组c和燃气机组g在日前阶段的运行状态、启动状态和停止状态；根据输出的单位输出数据和单位调用负荷数据在实时阶段对电-气综合能源系统韧性进行最优调度，具体为根据单位输出数据和单位调用负荷数据在实时阶段确定电-气综合能源系统的燃煤机组c和燃气机组g的有功功率出力、气源gs的单位产出气流量以及系统的单位调用可削减电负荷、可转移电负荷、可削减气负荷和可转移气负荷，对电-气综合能源系统韧性进行最优调度，最终实现电-气综合能源系统的两阶段综合能源配网韧性提升。
本发明的有益效果是：
本发明方法在充分考虑电力网络和天然气网络深度耦合背景下，考虑极端天气对这两个网络的影响，寻求到能够提升两个网络综合韧性的最优调度策略。本发明方法可以充分利用电-气综合需求响应资源，以扩充日前和实时两个阶段中电-气综合能源系统的调度空间，从而更好地提升电-气综合能源系统对极端条件的抵御能力，提高系统的整体韧性。
附图说明
图1是本发明的流程示意图；
图2是本发明的电-气综合能源系统的实施例结构示意图。
具体实施方式
下面结合附图及具体实施例对本发明作进一步详细说明。
如图1所示，本发明两阶段综合能源配网韧性提升方法包括如下步骤：
1)建立电-气综合能源系统，在考虑电-气综合能源调度约束的情况下，建立电-气综合能源系统的两阶段韧性提升模型，获取电-气综合能源系统遭遇极端事件前一天的日前阶段的运作代价数据，同时获取电-气综合能源系统遭遇极端事件时的实时阶段的单位输出代价数据和单位调用代价数据，将运作代价数据、单位输出代价数据和单位调用代价数据输入两阶段韧性提升模型中。
步骤1)中，电-气综合能源系统包括电力网络和天然气网络，电力网络包括若干电节点、发电机组、变电站和电负荷设备，各个电节点之间通过各个输电线路相连接，各个发电机组、变电站和电负荷设备位于各自的电节点上，各个发电机组包括燃气机组和非燃气机组，各个非燃气机组包括燃煤机组、核电机组和水电机组等；各个电负荷设备包括消耗常规电负荷的电负荷设备和消耗转气负荷的电负荷设备，常规电负荷用于与天然气网络无关的电负荷设备的正常工作。
天然气网络包括若干气节点、气源设备和气负荷设备，各个气节点之间通过各个输气管道相连接，各个气源设备和气负荷设备位于各自的气节点上，各个气源设备包括常规气源和电转气设备，各个气负荷设备包括消耗常规气负荷的气负荷设备和消耗转电负荷的气负荷设备，常规气负荷用于与电力网络无关的气负荷设备的正常工作。
电力网络中的各个燃气机组所在的电节点分别连接天然气网络中的各个消耗转电负荷的气负荷设备所在的气节点；天然气网络中的各个电转气设备所在的气节点分别连接电力网络中的消耗转气负荷的电负荷设备所在的电节点。
电-气综合能源系统中的电力-天然气相互依赖环节包括燃气机组依赖链接和电转气设备依赖链接，燃气机组依赖链接是指燃气机组在电力网络中所在的电节点与在天然气网络中所在的气节点之间的链接；电转气设备依赖链接是指电转气设备在电力网络中所在的电节点与在天然气网络中所在的气节点之间的链接。燃气机组发电所消耗的天然气燃料依赖于与天然气网络的气节点；电转气设备维持正常工作所需要的电力负荷依赖于电力网络中的电节点。电力网络与天然气网络通过燃气机组进行耦合，一方面，燃气机组是电力网络重要的电源。另一方面，燃气机组需要天然气网络供应的天然气作为发电的一次能源。
结合电-气综合能源系统中负荷侧资源的特性，将电-气综合能源负荷的需求响应资源分为4类：1)可转移电负荷；2)可削减电负荷；3)可转移气负荷；4)可转移气负荷。可转移电负荷是指，某个时段的电负荷可以转移到一天内的其他时段，但是一天内电负荷的总量必须得到满足；可削减电负荷是指某个时段的电负荷可以根据需要直接削减，不用在其他时段补足；类似地，可转移气负荷是指，某个时段的气负荷可以转移到一天内的其他时段，但是一天内气负荷的总量必须得到满足；可削减气负荷是指某个时段的气负荷可以根据需要直接削减，不用在其他时段补足。某个时段上的电负荷需求响应等于可转移电负荷和可削减电负荷之和；某个时段上的气负荷需求响应等于可转移气负荷和可削减气负荷之后。
步骤1)中，在考虑电-气综合能源调度约束的情况下，建立的电-气综合能源系统的两阶段韧性提升模型，具体如下：
Figure BDA0003824866810000101
其中，
Figure BDA0003824866810000102
和
Figure BDA0003824866810000103
分别表示电力网络中的燃煤机组c的运行代价、启动代价和关停代价；
Figure BDA0003824866810000104
和
Figure BDA0003824866810000105
分别表示电力网络中的燃气机组g的运行代价、启动代价和关停代价；xc,t和xg,t分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t中的运行状态变量，xc,t＝1和xg,t＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t中运行，xc,t＝0和xg,t＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t中未运行；yc,t和yg,t分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t中的启动状态变量，yc,t＝1和yg,t＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻t被启动，即分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1中未运行，而在时刻t中启动并被调度运行，yc,t＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻t中未被启动；zc,t和zg,t分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时刻t中的停止状态变量，zc,t＝1和zg,t＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻t被停止，即分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1中运行，而在时刻t中停止并未被调度运行，zc,t＝0和zg,t＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t中未被停止；Ψ表示日前阶段电-气综合能源系统中的可调度变量集合，
Figure BDA0003824866810000106
表示日前阶段的调度的目标函数，这里特指最小化日前阶段的运行代价；Cc和Cg分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g的单位功率出力代价，Cgs表示天然气网络中的气源gs的单位产出气流量代价；
Figure BDA0003824866810000107
和
Figure BDA0003824866810000108
分别表示电-气综合能源系统的单位调用可削减电负荷代价和可转移电负荷代价，
Figure BDA0003824866810000109
和
Figure BDA00038248668100001010
分别表示电-气综合能源系统的单位调用可削减气负荷代价和可转移气负荷代价；pc,t和pg,t分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t的有功功率出力，qgs,t表示天然气网络中的气源gs的单位产出气流量；
Figure BDA00038248668100001011
和
Figure BDA00038248668100001012
分别表示电-气综合能源系统的单位调用可削减电负荷和可转移电负荷，
Figure BDA00038248668100001013
和
Figure BDA00038248668100001014
分别表示电-气综合能源系统的单位调用可削减气负荷和可转移气负荷；Φ表示实时阶段极端事件对电-气综合能源系统不确定影响的变量集合，
Figure BDA00038248668100001015
表示寻找实时阶段极端事件对电-气综合能源系统最坏的影响；Ξ表示实时阶段电-气综合能源系统中的可调度变量集合，可调度变量集合中包括电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g时段t的有功功率出力pc,t和pg,t、天然气网络中的气源gs的单位产出气流量qgs,t、电-气综合能源系统的单位调用可削减电负荷和可转移电负荷
Figure BDA0003824866810000111
和
Figure BDA0003824866810000112
以及电-气综合能源系统的单位调用可削减气负荷和可转移气负荷
Figure BDA0003824866810000113
和
Figure BDA0003824866810000114
Figure BDA0003824866810000115
表示在考虑极端事件对电-气综合能源系统的最坏影响下，寻找最优的韧性提升策略。
电-气综合能源调度约束包括电-气综合能源系统的日前阶段调度约束和实时阶段调度约束。
两阶段韧性提升模型输入的运作代价数据包括电力网络中的燃煤机组c的运行代价、启动代价和关停代价
Figure BDA0003824866810000116
和
Figure BDA0003824866810000117
以及电力网络中的燃气机组g的运行代价、启动代价和关停代价
Figure BDA0003824866810000118
和
Figure BDA0003824866810000119
单位输出代价数据包括电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g的单位功率出力代价Cc和Cg以及天然气网络中的气源gs的单位产出气流量代价Cgs；单位调用代价数据包括电-气综合能源系统的单位调用可削减电负荷代价和可转移电负荷代价
Figure BDA00038248668100001110
和
Figure BDA00038248668100001111
以及电-气综合能源系统的单位调用可削减气负荷代价和可转移气负荷代价
Figure BDA00038248668100001112
和
Figure BDA00038248668100001113
代价具体为消耗的电量或天然气量的相关量。
2)两阶段韧性提升模型使用列与约束生成算法输出电-气综合能源系统在日前阶段的状态变量，同时输出电-气综合能源系统在实时阶段的单位输出数据和单位调用负荷数据。
步骤2)中，两阶段韧性提升模型输出的状态变量包括电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t中的运行状态变量xc,t和xg,t、电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t中的启动状态变量yc,t和yg,t以及电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时刻t中的停止状态变量zc,t和zg,t；单位输出数据包括电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g时段t的有功功率出力pc,t和pg,t以及天然气网络中的气源gs的单位产出气流量qgs,t；单位调用负荷数据包括电-气综合能源系统的单位调用可削减电负荷和可转移电负荷
Figure BDA00038248668100001114
和
Figure BDA00038248668100001115
以及电-气综合能源系统的单位调用可削减气负荷和可转移气负荷
Figure BDA00038248668100001116
和
Figure BDA00038248668100001117
日前阶段调度约束具体如下：
Figure BDA00038248668100001118
Figure BDA00038248668100001119
Figure BDA00038248668100001120
Figure BDA00038248668100001121
Figure BDA00038248668100001122
Figure BDA00038248668100001123
Figure BDA00038248668100001124
Figure BDA00038248668100001125
Figure BDA0003824866810000121
Figure BDA0003824866810000122
Figure BDA0003824866810000123
Figure BDA0003824866810000124
Figure BDA0003824866810000125
Figure BDA0003824866810000126
Figure BDA0003824866810000127
Figure BDA0003824866810000128
Figure BDA0003824866810000129
Figure BDA00038248668100001210
其中，
Figure BDA00038248668100001211
表示时段t电力网络中的电负荷设备所在的电节点ed上的电负荷需求响应资源之和；
Figure BDA00038248668100001212
和
Figure BDA00038248668100001213
分别表示时段t电力网络中的电负荷设备所在的电节点ed上的可转移电负荷和可削减电负荷；Ded,t表示时段t电力网络中的电负荷设备所在的电节点ed上的电负荷总量；
Figure BDA00038248668100001214
表示时段t电力网络中的电负荷设备所在的电节点ed上的可削减电负荷
Figure BDA00038248668100001215
占电负荷总量Ded,t的预设最大比例；
Figure BDA00038248668100001216
表示时段t天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的气负荷需求响应资源之和；
Figure BDA00038248668100001217
和
Figure BDA00038248668100001218
分别表示时段t天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的可转移气负荷和可削减气负荷；Dgd,t表示时段t天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的气负荷总量；
Figure BDA00038248668100001219
表示时段t天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的可削减气负荷占气负荷总量Dgd,t的最大比例；xc,t-1和xg,t-1分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1中的运行状态变量，xc,t-1＝1和xg,t-1＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1中运行，xc,t-1＝0和xg,t-1＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1中未运行；yc,i和yg,i分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段i中的启动状态变量，yc,i＝1和yg,i＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻i被启动，yc,i＝0和yg,i＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻i中未被启动；zc,i和zg,i分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时刻i中的停止状态变量，zc,i＝1和zg,i＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻i被停止，zc,i＝0和zg,i＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段i中未被停止；公式xc,t,yc,t,zc,t∈{0,1}
Figure BDA00038248668100001220
和xg,t,yg,t,zg,t∈{0,1}
Figure BDA0003824866810000131
分别表示xc,t,yc,t,zc,t以及xg,t,yg,t,zg,t的取值只能为0或者1的变量。TUc和TUg分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g的启动时刻至下一次关停时刻的最小时间间隔，NT表示将日前阶段划分为若干时段，日前阶段中的时段总数；TDc和TDg分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g的关停时刻至下一次启动时刻的最小时间间隔。
实时阶段调度约束具体如下：
Figure BDA0003824866810000132
Figure BDA0003824866810000133
Figure BDA0003824866810000134
Figure BDA0003824866810000135
Figure BDA0003824866810000136
Figure BDA0003824866810000137
Figure BDA0003824866810000138
Figure BDA0003824866810000139
Figure BDA00038248668100001310
Figure BDA00038248668100001311
Figure BDA00038248668100001312
Figure BDA00038248668100001313
Figure BDA00038248668100001314
Figure BDA00038248668100001315
Figure BDA00038248668100001316
Figure BDA00038248668100001317
Figure BDA00038248668100001318
Figure BDA00038248668100001319
Figure BDA00038248668100001320
其中，EJl,t表示实时阶段极端事件下电力网络中的输电线路l在时段t的可用情况，EJl,t＝0表示实时阶段极端事件下电力网络中的输电线路l在时段t不可用，EJl,t＝1表示实时阶段极端事件下电力网络中的输电线路l在时段t可用；ΓL表示实时阶段极端事件下电力网络中的不可用输电线路的最大数量；公式EJl,t≥EJl,t+1
Figure BDA0003824866810000141
表示当输电线路l在时段t不可用时，它在后续时段都不可用。GJp,t表示实时阶段极端事件下天然气网络中的输气管道p在时段t的可用情况，GJp,t＝0表示实时阶段极端事件下天然气网络中的输气管道p在时段t不可用，GJp,t＝1表示实时阶段极端事件下天然气网络中的输气管道p在时段t可用；ΓP表示实时阶段极端事件下天然气网络中的不可用输气管道的最大数量；公式GJp,t≥GJp,t+1
Figure BDA0003824866810000142
表示当输气管道p在时段t不可用时，它在后续时段都不可用。NC(m)表示与电力网络中的节点m相连的燃煤机组的集合，NG(m)表示与电力网络中的节点m相连的燃气机组的集合，Lfnode(m)表示以电力网络中的节点m作为头节点的输电线路的集合，Ltnode(m)表示以电力网络中的节点m作为尾节点的输电线路的集合，ED(m)表示与电力网络中的节点m相连的气负荷设备的集合；pl,t表示电力网络中的输电线路l上t时段流过的有功功率；
Figure BDA0003824866810000143
表示电力网络中的电负荷设备所在的电节点ed上的参与需求响应的电负荷总量；Pc min和Pc max分别表示电力网络中的燃煤机组c在时段t的最小有功功率出力和最大有功功率出力；Pg min和Pg max分别表示电力网络中的燃气机组g在时段t的最小有功功率出力和最大有功功率出力；pc,t-1和pg,t-1分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1的有功功率出力；RUc和RDc分别表示电力网络中的燃煤机组c的最大运行向上爬坡速率和最大运行向下爬坡速率，RUg和RDg分别表示电力网络中的燃气机组g的最大运行向上爬坡速率和最大运行向下爬坡速率，SUc和SUg分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在启动阶段的最大向上爬坡速率，SDc和SDg分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在关机阶段的最大向下爬坡速率；θm,t和θn,t分别表示时段t电力网络中的输电线路l两端连接的电节点m和电节点n的电压相角，Xl表示电力网络中的输电线路l的电抗，θref,t表示时段t电力网络中的预选参考电节点上的电压；fl max表示电力网络中的输电线路l上流过的最大有功功率；NGS(n)表示与天然气网络中的气节点n相连的气源的集合，NG(n)表示与天然气网络中的气节点n相连的燃气机组的集合，Pfnode(n)表示以天然气网络中的气节点n作为头节点的输气管道的集合，Ptnode(n)表示以天然气网络中的气节点n作为尾节点的输气管道的集合，GD(n)表示与天然气网络中的气节点n相连的气负荷设备的集合；qg,t表示电力网络中的燃气机组g在t时段的天然气气流需求大小；qp,t表示天然气网络中的输气管道p上t时段流过的气流大小；Qgd,t表示天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的气负荷总量；
Figure BDA0003824866810000144
表示天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的参与需求响应的气负荷总量；t时段从天然气网络中的气节点n流出气流大小等于流出节点的气流大小；
Figure BDA0003824866810000151
表示天然气网络中的输气管道p中流过的最大气流；ηg表示电力网络中的燃气机组g的天然气与发电量之间的转换系数。
极端事件对电-气综合能源系统不确定影响的变量集合Φ包括实时阶段极端事件下电力网络中的输电线路l在时段t的可用情况EJl,t和实时阶段极端事件下天然气网络中的输气管道p在时段t的可用情况GJp,t。
3)根据输出的状态变量控制电-气综合能源系统在日前阶段的运行，根据输出的单位输出数据和单位调用负荷数据在实时阶段对电-气综合能源系统韧性进行最优调度，最终实现电-气综合能源系统的两阶段综合能源配网韧性提升。
步骤3)中，根据输出的状态变量控制电-气综合能源系统在日前阶段的运行，具体为根据状态变量控制电-气综合能源系统的燃煤机组c和燃气机组g在日前阶段的运行状态、启动状态和停止状态；根据输出的单位输出数据和单位调用负荷数据在实时阶段对电-气综合能源系统韧性进行最优调度，具体为根据单位输出数据和单位调用负荷数据在实时阶段确定电-气综合能源系统的燃煤机组c和燃气机组g的有功功率出力、气源gs的单位产出气流量以及系统的单位调用可削减电负荷、可转移电负荷、可削减气负荷和可转移气负荷，对电-气综合能源系统韧性进行最优调度，最终实现电-气综合能源系统的两阶段综合能源配网韧性提升。
本发明的具体实施例如下：
如图2所示，以IEEE30节点电力网络和比利时20节点天然气网络组成的电-气综合能源系统为例，结合技术方案和附图详细叙述本发明的具体实施。
将本发明提出的一种考虑电-气需求响应的两阶段综合能源系统韧性提升方法与传统的电-气综合能源系统两阶段调度方法进行对比，其中，总代价可以量化的反映系统韧性的大小，结果如下表所示。
方法 总代价 日前阶段代价 实时阶段代价
本发明方法 1.367×10<sup>9</sup> 0.349×10<sup>9</sup> 1.018×10<sup>9</sup>
传统方法 2.289×10<sup>9</sup> 0.687×10<sup>9</sup> 1.602×10<sup>9</sup>
由此可见，本发明通过考虑极端天气对电-气综合能源系统的最坏影响，并通过引入电-气多能负荷形式的需求响应资源，提升了电-气综合能源系统的整体韧性，实现了其技术效果。

Claims (6)

1.一种考虑电-气需求响应的两阶段综合能源配网韧性提升方法，其特征在于：包括如下步骤：
1)建立电-气综合能源系统，在考虑电-气综合能源调度约束的情况下，建立电-气综合能源系统的两阶段韧性提升模型，获取电-气综合能源系统遭遇极端事件前一天的日前阶段的运作代价数据，同时获取电-气综合能源系统遭遇极端事件时的实时阶段的单位输出代价数据和单位调用代价数据，将运作代价数据、单位输出代价数据和单位调用代价数据输入两阶段韧性提升模型中；
2)两阶段韧性提升模型使用列与约束生成算法输出电-气综合能源系统在日前阶段的状态变量，同时输出电-气综合能源系统在实时阶段的单位输出数据和单位调用负荷数据；
3)根据输出的状态变量控制电-气综合能源系统在日前阶段的运行，根据输出的单位输出数据和单位调用负荷数据在实时阶段对电-气综合能源系统韧性进行最优调度，最终实现电-气综合能源系统的两阶段综合能源配网韧性提升。
2.根据权利要求1所述的一种考虑电-气需求响应的两阶段综合能源配网韧性提升方法，其特征在于：
所述的步骤1)中，电-气综合能源系统包括电力网络和天然气网络，电力网络包括若干电节点、发电机组、变电站和电负荷设备，各个电节点之间通过各个输电线路相连接，各个发电机组、变电站和电负荷设备位于各自的电节点上，各个发电机组包括燃气机组和非燃气机组，各个非燃气机组包括燃煤机组、核电机组和水电机组；各个电负荷设备包括消耗电负荷的电负荷设备和消耗转气负荷的电负荷设备；
天然气网络包括若干气节点、气源设备和气负荷设备，各个气节点之间通过各个输气管道相连接，各个气源设备和气负荷设备位于各自的气节点上，各个气源设备包括气源和电转气设备，各个气负荷设备包括消耗气负荷的气负荷设备和消耗转电负荷的气负荷设备；
电力网络中的各个燃气机组所在的电节点分别连接天然气网络中的各个消耗转电负荷的气负荷设备所在的气节点；天然气网络中的各个电转气设备所在的气节点分别连接电力网络中的消耗转气负荷的电负荷设备所在的电节点。
3.根据权利要求2所述的一种考虑电-气需求响应的两阶段综合能源配网韧性提升方法，其特征在于：所述的步骤1)中，在考虑电-气综合能源调度约束的情况下，建立的电-气综合能源系统的两阶段韧性提升模型，具体如下：
Figure FDA0003824866800000021
其中，
Figure FDA0003824866800000022
和
Figure FDA0003824866800000023
分别表示电力网络中的燃煤机组c的运行代价、启动代价和关停代价；
Figure FDA0003824866800000024
和
Figure FDA0003824866800000025
分别表示电力网络中的燃气机组g的运行代价、启动代价和关停代价；xc,t和xg,t分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t中的运行状态变量，xc,t＝1和xg,t＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t中运行，xc,t＝0和xg,t＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t中未运行；yc,t和yg,t分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t中的启动状态变量，yc,t＝1和yg,t＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻t被启动，yc,t＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻t中未被启动；zc,t和zg,t分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时刻t中的停止状态变量，zc,t＝1和zg,t＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻t被停止，zc,t＝0和zg,t＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t中未被停止；Ψ表示日前阶段电-气综合能源系统中的可调度变量集合；Cc和Cg分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g的单位功率出力代价，Cgs表示天然气网络中的气源gs的单位产出气流量代价；
Figure FDA0003824866800000026
和
Figure FDA0003824866800000027
分别表示电-气综合能源系统的单位调用可削减电负荷代价和可转移电负荷代价，
Figure FDA0003824866800000028
和
Figure FDA0003824866800000029
分别表示电-气综合能源系统的单位调用可削减气负荷代价和可转移气负荷代价；pc,t和pg,t分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t的有功功率出力，qgs,t表示天然气网络中的气源gs的单位产出气流量；
Figure FDA00038248668000000210
和
Figure FDA00038248668000000211
分别表示电-气综合能源系统的单位调用可削减电负荷和可转移电负荷，
Figure FDA00038248668000000212
和
Figure FDA00038248668000000213
分别表示电-气综合能源系统的单位调用可削减气负荷和可转移气负荷；Φ表示实时阶段极端事件对电-气综合能源系统不确定影响的变量集合；Ξ表示实时阶段电-气综合能源系统中的可调度变量集合，可调度变量集合中包括电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g时段t的有功功率出力pc,t和pg,t、天然气网络中的气源gs的单位产出气流量qgs,t、电-气综合能源系统的单位调用可削减电负荷和可转移电负荷
Figure FDA00038248668000000214
和
Figure FDA00038248668000000215
以及电-气综合能源系统的单位调用可削减气负荷和可转移气负荷
Figure FDA00038248668000000216
和
Figure FDA00038248668000000217
所述的电-气综合能源调度约束包括电-气综合能源系统的日前阶段调度约束和实时阶段调度约束；
所述的两阶段韧性提升模型输入的运作代价数据包括电力网络中的燃煤机组c的运行代价、启动代价和关停代价
Figure FDA0003824866800000031
和
Figure FDA0003824866800000032
以及电力网络中的燃气机组g的运行代价、启动代价和关停代价
Figure FDA0003824866800000033
和
Figure FDA0003824866800000034
所述的单位输出代价数据包括电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g的单位功率出力代价Cc和Cg以及天然气网络中的气源gs的单位产出气流量代价Cgs；所述的单位调用代价数据包括电-气综合能源系统的单位调用可削减电负荷代价和可转移电负荷代价
Figure FDA0003824866800000035
和
Figure FDA0003824866800000036
以及电-气综合能源系统的单位调用可削减气负荷代价和可转移气负荷代价
Figure FDA0003824866800000037
和
Figure FDA0003824866800000038
所述的步骤2)中，两阶段韧性提升模型输出的状态变量包括电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t中的运行状态变量xc,t和xg,t、电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t中的启动状态变量yc,t和yg,t以及电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时刻t中的停止状态变量zc,t和zg,t；单位输出数据包括电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g时段t的有功功率出力pc,t和pg,t以及天然气网络中的气源gs的单位产出气流量qgs,t；单位调用负荷数据包括电-气综合能源系统的单位调用可削减电负荷和可转移电负荷
Figure FDA0003824866800000039
和
Figure FDA00038248668000000310
以及电-气综合能源系统的单位调用可削减气负荷和可转移气负荷
Figure FDA00038248668000000311
和
Figure FDA00038248668000000312
4.根据权利要求3所述的一种考虑电-气需求响应的两阶段综合能源配网韧性提升方法，其特征在于：所述的日前阶段调度约束具体如下：
Figure FDA00038248668000000313
Figure FDA00038248668000000314
Figure FDA00038248668000000315
Figure FDA00038248668000000316
Figure FDA00038248668000000317
Figure FDA00038248668000000318
Figure FDA00038248668000000319
Figure FDA00038248668000000320
Figure FDA00038248668000000321
Figure FDA00038248668000000322
Figure FDA00038248668000000323
Figure FDA00038248668000000324
Figure FDA00038248668000000325
Figure FDA0003824866800000041
Figure FDA0003824866800000042
Figure FDA0003824866800000043
Figure FDA0003824866800000044
Figure FDA0003824866800000045
其中，
Figure FDA0003824866800000046
表示时段t电力网络中的电负荷设备所在的电节点ed上的电负荷需求响应资源之和；
Figure FDA0003824866800000047
和
Figure FDA0003824866800000048
分别表示时段t电力网络中的电负荷设备所在的电节点ed上的可转移电负荷和可削减电负荷；Ded,t表示时段t电力网络中的电负荷设备所在的电节点ed上的电负荷总量；
Figure FDA0003824866800000049
表示时段t电力网络中的电负荷设备所在的电节点ed上的可削减电负荷
Figure FDA00038248668000000410
占电负荷总量Ded,t的预设最大比例；
Figure FDA00038248668000000411
表示时段t天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的气负荷需求响应资源之和；
Figure FDA00038248668000000412
和
Figure FDA00038248668000000413
分别表示时段t天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的可转移气负荷和可削减气负荷；Dgd,t表示时段t天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的气负荷总量；
Figure FDA00038248668000000414
表示时段t天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的可削减气负荷占气负荷总量Dgd,t的最大比例；xc,t-1和xg,t-1分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1中的运行状态变量，xc,t-1＝1和xg,t-1＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1中运行，xc,t-1＝0和xg,t-1＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1中未运行；yc,i和yg,i分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段i中的启动状态变量，yc,i＝1和yg,i＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻i被启动，yc,i＝0和yg,i＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻i中未被启动；zc,i和zg,i分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时刻i中的停止状态变量，zc,i＝1和zg,i＝1分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时刻i被停止，zc,i＝0和zg,i＝0分别表示燃煤机组c和燃气机组g在时段i中未被停止；TUc和TUg分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g的启动时刻至下一次关停时刻的最小时间间隔，NT表示将日前阶段划分为若干时段，日前阶段中的时段总数；TDc和TDg分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g的关停时刻至下一次启动时刻的最小时间间隔。
5.根据权利要求3所述的一种考虑电-气需求响应的两阶段综合能源配网韧性提升方法，其特征在于：所述的实时阶段调度约束具体如下：
Figure FDA0003824866800000051
Figure FDA0003824866800000052
Figure FDA0003824866800000053
Figure FDA0003824866800000054
Figure FDA0003824866800000055
Figure FDA0003824866800000056
Figure FDA0003824866800000057
Figure FDA0003824866800000058
Figure FDA0003824866800000059
Figure FDA00038248668000000510
Figure FDA00038248668000000511
Figure FDA00038248668000000512
Figure FDA00038248668000000513
Figure FDA00038248668000000514
Figure FDA00038248668000000515
Figure FDA00038248668000000516
Figure FDA00038248668000000517
Figure FDA00038248668000000518
Figure FDA00038248668000000519
其中，EJl,t表示实时阶段极端事件下电力网络中的输电线路l在时段t的可用情况，EJl,t＝0表示实时阶段极端事件下电力网络中的输电线路l在时段t不可用，EJl,t＝1表示实时阶段极端事件下电力网络中的输电线路l在时段t可用；ΓL表示实时阶段极端事件下电力网络中的不可用输电线路的最大数量；GJp,t表示实时阶段极端事件下天然气网络中的输气管道p在时段t的可用情况，GJp,t＝0表示实时阶段极端事件下天然气网络中的输气管道p在时段t不可用，GJp,t＝1表示实时阶段极端事件下天然气网络中的输气管道p在时段t可用；ΓP表示实时阶段极端事件下天然气网络中的不可用输气管道的最大数量；NC(m)表示与电力网络中的节点m相连的燃煤机组的集合，NG(m)表示与电力网络中的节点m相连的燃气机组的集合，Lfnode(m)表示以电力网络中的节点m作为头节点的输电线路的集合，Ltnode(m)表示以电力网络中的节点m作为尾节点的输电线路的集合，ED(m)表示与电力网络中的节点m相连的气负荷设备的集合；pl,t表示电力网络中的输电线路l上t时段流过的有功功率；
Figure FDA0003824866800000061
表示电力网络中的电负荷设备所在的电节点ed上的参与需求响应的电负荷总量；Pc min和Pc max分别表示电力网络中的燃煤机组c在时段t的最小有功功率出力和最大有功功率出力；Pg min和Pg max分别表示电力网络中的燃气机组g在时段t的最小有功功率出力和最大有功功率出力；pc,t-1和pg,t-1分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在时段t-1的有功功率出力；RUc和RDc分别表示电力网络中的燃煤机组c的最大运行向上爬坡速率和最大运行向下爬坡速率，RUg和RDg分别表示电力网络中的燃气机组g的最大运行向上爬坡速率和最大运行向下爬坡速率，SUc和SUg分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在启动阶段的最大向上爬坡速率，SDc和SDg分别表示电力网络中的燃煤机组c和燃气机组g在关机阶段的最大向下爬坡速率；θm,t和θn,t分别表示时段t电力网络中的输电线路l两端连接的电节点m和电节点n的电压相角，Xl表示电力网络中的输电线路l的电抗，θref,t表示时段t电力网络中的预选参考电节点上的电压；fl max表示电力网络中的输电线路l上流过的最大有功功率；NGS(n)表示与天然气网络中的气节点n相连的气源的集合，NG(n)表示与天然气网络中的气节点n相连的燃气机组的集合，Pfnode(n)表示以天然气网络中的气节点n作为头节点的输气管道的集合，Ptnode(n)表示以天然气网络中的气节点n作为尾节点的输气管道的集合，GD(n)表示与天然气网络中的气节点n相连的气负荷设备的集合；qg,t表示电力网络中的燃气机组g在t时段的天然气气流需求大小；qp,t表示天然气网络中的输气管道p上t时段流过的气流大小；Qgd,t表示天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的气负荷总量；
Figure FDA0003824866800000062
表示天然气网络中的气负荷设备所在的气节点gd上的参与需求响应的气负荷总量；
Figure FDA0003824866800000063
表示天然气网络中的输气管道p中流过的最大气流；ηg表示电力网络中的燃气机组g的天然气与发电量之间的转换系数；
所述的极端事件对电-气综合能源系统不确定影响的变量集合Φ包括实时阶段极端事件下电力网络中的输电线路l在时段t的可用情况EJl,t和实时阶段极端事件下天然气网络中的输气管道p在时段t的可用情况GJp,t。
6.根据权利要求3所述的一种考虑电-气需求响应的两阶段综合能源配网韧性提升方法，其特征在于：
所述的步骤3)中，根据输出的状态变量控制电-气综合能源系统在日前阶段的运行，具体为根据状态变量控制电-气综合能源系统的燃煤机组c和燃气机组g在日前阶段的运行状态、启动状态和停止状态；根据输出的单位输出数据和单位调用负荷数据在实时阶段对电-气综合能源系统韧性进行最优调度，具体为根据单位输出数据和单位调用负荷数据在实时阶段确定电-气综合能源系统的燃煤机组c和燃气机组g的有功功率出力、气源gs的单位产出气流量以及系统的单位调用可削减电负荷、可转移电负荷、可削减气负荷和可转移气负荷，对电-气综合能源系统韧性进行最优调度，最终实现电-气综合能源系统的两阶段综合能源配网韧性提升。
CN202211055663.4A 2022-08-31 2022-08-31 考虑电-气需求响应的两阶段综合能源系统韧性提升方法 Pending CN115544722A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202211055663.4A CN115544722A (zh) 2022-08-31 2022-08-31 考虑电-气需求响应的两阶段综合能源系统韧性提升方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202211055663.4A CN115544722A (zh) 2022-08-31 2022-08-31 考虑电-气需求响应的两阶段综合能源系统韧性提升方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN115544722A true CN115544722A (zh) 2022-12-30

Family

ID=84725237

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202211055663.4A Pending CN115544722A (zh) 2022-08-31 2022-08-31 考虑电-气需求响应的两阶段综合能源系统韧性提升方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN115544722A (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116362478A (zh) * 2023-02-15 2023-06-30 浙江大学 考虑综合能源枢纽灵活性的电-气耦合系统风险调度方法
CN116894342A (zh) * 2023-07-19 2023-10-17 天津大学 基于天然气网络管存的电-气综合能源系统韧性提升方法

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116362478A (zh) * 2023-02-15 2023-06-30 浙江大学 考虑综合能源枢纽灵活性的电-气耦合系统风险调度方法
CN116362478B (zh) * 2023-02-15 2024-03-22 浙江大学 考虑综合能源枢纽灵活性的电-气耦合系统风险调度方法
CN116894342A (zh) * 2023-07-19 2023-10-17 天津大学 基于天然气网络管存的电-气综合能源系统韧性提升方法
CN116894342B (zh) * 2023-07-19 2024-03-12 天津大学 基于天然气网络管存的电-气综合能源系统韧性提升方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN115544722A (zh) 考虑电-气需求响应的两阶段综合能源系统韧性提升方法
CN110163443B (zh) 考虑电-气综合需求响应的天然气调压站微能网优化调度方法
CN106786799B (zh) 一种直流联络线功率阶梯化发电计划优化方法
CN108847667B (zh) 一种考虑电网结构优化的输电网扩展规划方法
CN109167383A (zh) 基于精确线性化电力网络模型的电力系统调峰优化方法
CN108629449B (zh) 一种用于交直流混合微网的分布鲁棒式优化调度方法
CN112671046B (zh) 一种风光火储外送容量协调优化配置方法和系统
CN115619006B (zh) 一种计及辅助服务的电-气-氢混联综合能源系统优化调度方法
CN105006816B (zh) 计及不平衡功率最优分配的直流电压控制器及系统
CN111667136A (zh) 一种区域电力市场的出清方法、装置及存储介质
CN113937819B (zh) 一种多能源短期优化调度方法
CN114662764B (zh) 考虑电转气的水-电-气多能源系统协同优化调度方法
CN110867907B (zh) 一种基于多类型发电资源同质化的电力系统调度方法
CN115293518A (zh) 一种计及灵活爬坡的气-电耦合综合能源系统低碳经济调度方法
CN102386623A (zh) 一种减小风电场网损的方法
CN110783927A (zh) 多时间尺度交直流配电网调度方法及装置
CN110350521B (zh) 一种高比例可再生能源跨区互动消纳的受端电网阻塞预测方法及装置
CN110380447B (zh) 一种风机失效下的电-气互联能源系统降风险调度方法
Zaery et al. Distributed dynamic consensus for reliable and economic operation of standalone dc microgrids
CN113221358B (zh) 基于可靠性参数的电-气耦合系统的备用出力优化方法
CN105117976A (zh) 一种分布式供能方法及系统
CN114389262A (zh) 一种弹性环境下基于鲁棒优化的区域电网调度方法
Wang et al. An integrated electricity-gas energy system planning method that takes into account the reliability of energy supply
CN112564092B (zh) 一种受端电网阻塞消除方法、系统及装置
CN115146985B (zh) 基于数据中心的电-热综合能源系统协调调度方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination