CN116362478B - 考虑综合能源枢纽灵活性的电-气耦合系统风险调度方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种考虑综合能源枢纽灵活性的电‑气耦合系统风险调度方法。方法包括：建立电‑气耦合系统风险管理模型；将电‑气耦合系统的电负荷削减代价和弃风代价输入，输出电‑气耦合系统的运行参数和运行风险指标至电‑气耦合系统调度中心，进而传输至综合能源枢纽调度中心；综合能源枢纽调度中心调整综合能源枢纽的运行状态，实现电力系统的风险调度。本发明方法实现了对负荷侧综合能源枢纽的调节能力的挖掘，保证了电‑气耦合系统的安全可靠运行。

Description

考虑综合能源枢纽灵活性的电-气耦合系统风险调度方法
技术领域
本发明涉及了一种电-气耦合系统风险调度方法，具体涉及一种考虑综合能源枢纽灵活性的电-气耦合系统风险调度方法。
背景技术
随着燃气电厂利用率的不断提高，电力系统和燃气系统的相互联系也越来越紧密，电-气耦合系统日益成为重要的能源系统形式。然而，由于日益增多的不确定性因素，如新能源出力波动和随机元件故障，电-气耦合系统的风险问题也越来越突出，并可能发生连锁故障，造成电-气耦合系统的大面积停电。因此，如何处理风险问题和提高电-气耦合系统的可靠性已经引起了广泛关注。
以前的研究主要是利用能源生产侧的调度来应对电-气耦合系统的运行风险问题，如气井和发电厂的调度安排。随着系统不确定性的增加，例如可再生能源的变化，仅由能源生产端来提供灵活资源无法满足电-气耦合系统的可靠运行。因此，在高度不确定的环境中，亟需探索更多的灵活资源来进行电-气耦合系统的风险管理。随着先进信息技术的发展，位于电-气耦合系统负荷端的多能源消费者，例如综合能源枢纽，可通过需求响应对系统运行做出有效的反应。因此，亟需探索可综合利用能源生产侧和消费侧的灵活调节资源的风险调度方法。
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综合能源枢纽灵活性的电-气耦合系统风险调度方法。本发明方法通过利用综合能源枢纽的灵活域信息，可将其纳入到风险调度中，实现了在风险调度时同时考虑发电侧和负荷侧的灵活资源。本方法实现了对负荷侧综合能源枢纽的调节能力的挖掘，保证电-气耦合系统的安全可靠运行。
本发明采用的技术方案是：
本发明电-气耦合系统风险调度方法包括如下步骤：
步骤1)建立考虑综合能源枢纽灵活性约束、电-气耦合系统运行约束和安全约束的电-气耦合系统风险管理模型。
步骤2)将电-气耦合系统的电负荷削减代价和弃风代价输入电-气耦合系统风险管理模型中，电-气耦合系统风险管理模型输出电-气耦合系统的运行参数和运行风险指标至电-气耦合系统调度中心，进而传输至综合能源枢纽调度中心。
步骤3)综合能源枢纽调度中心根据电-气耦合系统的运行参数和运行风险指标调整综合能源枢纽的运行状态，实现电力系统的风险调度，以满足不同场景下的终端能源负荷。
所述的步骤1)中，电-气耦合系统包括电力系统和天然气系统，电力系统包括若干电力节点、燃煤机组、燃气机组和风力发电厂，各个电力节点之间通过各个电力线路相连接；天然气系统包括若干天然气节点、天然气井和压缩机设备，各个天然气节点之间通过各个天然气管道相连接；天然气网络中还包括若干压缩机支路，每条压缩机支路的两端分别连接一个天然气节点，每条压缩机支路上均设有压缩机设备；电-气耦合系统将电力和天然气经综合能源枢纽后输入终端需求侧，为终端需求侧提供电力、天然气和热力；综合能源枢纽包括燃气锅炉、电储能设备、电热泵和热电联产机组。
燃气锅炉是一种通过消耗天然气来产热的装置；电储能设备是指能将电力储存的装置；电热泵是消耗电能实现热能从低温到高温传递的装置；热电联产机组使用天然气作为燃料产生电力和热能的装置。基于综合能源系统提供的电力和天然气，满足终端能源负荷侧用户的电力、天然气、热等能源需求。
综合能源枢纽调度中心是指负责综合能源枢纽运行的机构，可对综合能源枢纽内部设备的运行状态进行调整。综合能源枢纽运行的灵活性主要是指从电-气耦合系统输入到综合能源枢纽的能量的调节能力，它受制于综合能源枢纽中的设备(如热电联产机组)的运行限制和终端负荷的能源需求。由于能源输入包含两种形式，即电力和燃气，因此灵活域被描述为一个二维空间。综合能源枢纽的电力和天然气输入可以在这个区域内进行调节，这可以为电-气耦合系统提供灵活资源。灵活域是指综合能源枢纽的电力输入和天然气输入的可调范围，可表示为以电力输入为横坐标、天然气输入为纵坐标的二维区域。电-气耦合系统调度中心是指负责综合能源枢纽实际调度运行的机构，可以调整综合能源枢纽中各个装置的运行状态。
基于电-气耦合系统风险管理模型，电-气耦合系统调度中心确定不同场景下的风险管理措施的决策结果，如电厂的备用安排和对能源枢纽的能源输入，得到调度结果。电-气耦合系统调度中心确定了不同场景下综合能源枢纽的能量输入计划以后，将其发送给能源枢纽调度中心。
由于灵活域代表了综合能源枢纽的运行可行点，电-气耦合系统调度中心可以在保证综合能源枢纽正常运行的同时确定电-气耦合系统的调度计划。电-气耦合系统确定的能量输入计划可以直接被综合能源枢纽调度中心利用，综合能源枢纽调度中心根据电-气耦合系统调度中心的能量输入计划，调整枢纽内能源设备的运行状态，以满足不同场景下的终端能源负荷。因此，可以有效地将综合能源枢纽的灵活性纳入到电-气耦合系统的风险管理中，并且可以避免这两个调度中心之间的迭代和通信压力。
所述的步骤1)中，建立的考虑综合能源枢纽灵活性约束、电-气耦合系统运行约束和安全约束的电-气耦合系统风险管理模型，具体如下：
其中，和/>分别表示电力系统和天然气系统的运行代价；ps为电-气耦合系统在场景s下的概率；/>和/>分别表示电力系统的电负荷削减代价和弃风代价；/>和/>分别表示电-气耦合系统在场景s下在时间t电力节点i的电负荷削减和风电功率削减；/>表示电力系统中燃煤机组g的发电代价；/>和/>分别表示在时间t电力节点i上的燃煤机组g的发电功率、上备用功率和下备用功率；cru和crd分别表示风力发电厂的上备用代价和下备用代价；/>和/>分别表示在时间t电力节点i上的燃气机组k的上备用功率和下备用功率；/>表示在时间t电力节点i的电负荷削减；/>表示在时间t电力节点i上的风力发电厂e的风电功率削减；/>和/>分别表示在时间t天然气节点m上的天然气井w的产气量和生产代价；/>和/>分别表示在时间t天然气节点m的天然气负荷削减和削减代价。
所述的步骤2)中的电-气耦合系统的电负荷削减代价和弃风代价分别为电力系统的电负荷削减代价和弃风代价/>电-气耦合系统的运行参数具体包括在时间t电力节点i上的燃煤机组g的发电功率/>上备用功率/>和下备用功率/>在时间t电力节点i上的燃气机组k的上备用功率/>和下备用功率/>在时间t电力节点i的电负荷削减在时间t电力节点i上的风力发电厂e的风电功率削减/>以及在时间t天然气节点m上的天然气井w的产气量/>
电-气耦合系统运行约束包括电力系统运行约束和天然气系统运行约束。
电-气耦合系统在各个场景下的运行状态不同。本发明所述的代价可以视为发电量或产气量。
所述的综合能源枢纽灵活性约束具体如下：
其中，表示在时间t天然气节点m上的综合能源枢纽的天然气输入；/>表示在时间t天然气节点m上的综合能源枢纽的灵活域中时间无关灵活域的天然气输入；表示在时间t从电力节点i上的综合能源枢纽的电力输入；/>和/>分别表示在时间t电力节点i上的综合能源枢纽的灵活域中时间无关灵活域和时间耦合灵活域的电力输入；/>表示在时间t电力节点i上的综合能源枢纽的灵活域边界的外法向量；/>和分别表示在时间t电力节点i上的综合能源枢纽的灵活域中采用射线投影方法获得的参考点的横纵坐标；/>和/>分别表示在时间t电力节点i上的综合能源枢纽的灵活域中采用射线投影方法获得的投影点的横纵坐标；/>和/>分别表示在时间t和时间t-1电力节点i上的电储能设备的荷电状态；/>表示在时间t-1电力节点i上的综合能源枢纽的灵活域中时间耦合灵活域的电力输入；/>表示电储能设备最大充放电比例；EES,max和EES,min分别表示电储能设备最大和最小荷电状态。
使用射线投射方法来搜索时间无关灵活域内的参考点，以时间无关灵活域内任何一个点为起点，投射射线延该点右侧绘制并延伸到无限远，计算投射射线与时间无关灵活域边缘相交的次数，若相交次数为奇数，则确定起点位于灵活域内并作为参考点；时间无关灵活域的最终边界的某一条边上的投影点可以通过做垂直线来找。时间无关灵活域可以被描述为一个凸形的多边形，它限制了区域内的天然气和电力输入。时间耦合灵活域由一组线性方程表示，对应于储能设备的充电/放电约束。
所述的步骤2)中电-气耦合系统的运行参数具体包括在时间t天然气节点m上的综合能源枢纽的天然气输入和在时间t从电力节点i上的综合能源枢纽的电力输入
综合能源枢纽灵活性约束代表了综合能源枢纽的能源输入的调整特性。式一中描述了对综合能源枢纽的总能量输入和两个灵活域的能量输入之间的关系。式二中限制了综合能源枢纽的灵活域中时间无关灵活域的能量输入。式三限制了综合能源枢纽的灵活域中时间耦合灵活域的能量输入。
时间无关灵活域是以天然气输入和电力输入为轴的二维区域，与综合能源枢纽的多能源替代密切相关。时间无关灵活域中的能量流约束只保留了与时间无关的约束。时间耦合灵活域可以表征为与电力输入相对应的一维区间，与储能的充电/放电特征有关。
所述的电力系统运行约束具体如下：
其中，EG、GG、EE和EL分别表示电力系统中的燃煤机组g、燃气机组k、风力发电厂e和电力线路l的集合；表示在时间t电力节点i上的燃气机组k的发电功率；/>表示在时间t电力节点i上风力发电厂e的预测功率输出；/>表示在时间t电力节点i上的电负荷功率；表示在时间t电力线路l上流过的电功率；/>和/>分别表示在时间t电力节点i和电力节点j上的相角；xl表示电力线路l的电抗；/>和/>表示在时间t天然气节点m的天然气负荷；θ表示气转电的效率；fl,max表示电力节点i的最大相位角；θi,max表示电力节点i上的最大相角；Pig,max和Pig,min分别表示电力节点i上燃煤机组g的最大和最小输出功率；Pik,max和Pik,min分别表示电力节点i上燃气机组k的最大和最小功率输出；Rpg,max和Rpk,max分别表示燃煤机组g和燃气机组k的最大爬坡速率；/>和/>分别表示在时间t+1电力节点i上的燃煤机组g和燃气机组k的发电功率；/>表示在时间t电力节点i的电力负荷；/>表示在时间t电力节点i上的风力发电厂e的发电功率；
所述的步骤2)中电-气耦合系统的运行参数具体包括在时间t电力节点i上的燃气机组k的发电功率和在时间t电力线路l上流过的电功率/>
电力系统运行约束描述了基于直流电流模型的电力系统的运行特征。式一表示每个节点的功率平衡方程。式二表示线路功率与节点相角的关系。式三表示燃气机组的耗气量与电功率输出的关系。式四-五表示线路功率和节点相角的约束限制。式六和七分别表示燃煤机组和燃气机组的上备用和下备用的约束限制。式八-九表示燃煤机组和燃气机组的爬坡速率限制。式十-式以表示了电负荷削减和风电功率削减的约束限制。
所述的天然气系统运行约束具体如下：
其中，EW、GL和GC分别表示天然气井w、天然气管道p和压缩机c的集合；表示在时间t天然气节点m的天然气负荷；/>表示在时间t天然气节点m上的综合能源枢纽的气体输入；/>和/>分别表示在时间t天然气管道p和压缩机c的气体流量；/>和/>分别表示在时间t通过天然气管道p的气体流动方向，为二元变量；Cp表示天然气管道p的传输系数；和/>分别表示在时间t天然气节点m和天然气节点n的气压；τp,max表示天然气管道p的最大气体流量，即传输能力；πm,min和πm,max表示天然气节点m的最低和最高气压；/>表示在时间t压缩机c的压缩比；Γc,min和Γc,max分别表示压缩机c的最低和最高压缩比；Wmw,min和Wmw,max表示天然气节点m上的天然气井w的最低和最高气体产量。
天然气系统运行约束描述了天然气系统的运行状态。式一表示每个天然气节点的气体流量平衡方程。式二表示管道流量和天然气节点压力之间的关系。式三表示通过天然气管道的气体流动方向的限制。式四和五分别表示节点压力和天然气管道流量的限制。式六和七描述了气体压缩机的压缩行为。式八和九表示气井生产和天然气负荷削减的约束。
所述的步骤1)中，电-气耦合系统安全约束具体如下：
EENST≤EENSset
EWEPT≤EWPCset
其中，EENST和EWEPT分别表示T时段电-气耦合系统的预期供应不足能量指标和预期削减风能指标，被用来量化电-气耦合系统的风险水平；EENSset和EWEPset分别表示电-气耦合系统的预期供应不足能量指标和预期削减风能指标的极限。
所述的步骤2)中，运行风险指标包括T时段电-气耦合系统的预期供应不足能量指标EENST和预期削减风能指标EWEPT。
各个场景s的约束条件是在上述约束的基础上将上标0改为s，即将场景限定为场景s。
本发明的有益效果是：
本发明的方法为在多能互补与利用的背景下，一种实现电-气耦合系统风险调度的新方法，克服以往调度方法未考虑能源消费侧调节资源所造成的调节资源紧张等不足；本发明方法通过利用综合能源枢纽的灵活域信息，可将其纳入到风险调度中，实现了在风险调度时同时考虑发电侧和负荷侧的灵活资源。本方法实现了对负荷侧综合能源枢纽的调节能力的挖掘，可充分利用负荷侧的调节资源，保证电-气耦合系统的安全可靠运行。此外，电-气耦合系统调度中心只需要获得灵活域，而不需要获得综合能源枢纽中不同设备的详细信息，可以减少电-气耦合系统和综合能源枢纽之间的信息传输量，保护负荷侧的用户隐私。
附图说明
图1为本发明方法的逻辑框图；
图2为本发明中电-气耦合系统和综合能源枢纽拓扑示意图；
图3为综合能源枢纽的灵活域信息示意图；
图4的(a)为传统方法风险调度结果发电功率示意图；
图4的(b)为传统方法风险调度结果上备用安排示意图；
图4的(c)为传统方法风险调度结果下备用安排示意图；
图4的(d)为传统方法风险调度结果气井产气量示意图；
图5的(a)为电-气耦合系统的风险调度结果发电功率示意图；
图5的(b)为电-气耦合系统的风险调度结果上备用安排示意图；
图5的(c)为电-气耦合系统的风险调度结果下备用安排示意图；
图5的(d)为电-气耦合系统的风险调度结果气井产气量示意图。
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，本发明电-气耦合系统动态配置方法包括如下步骤：
步骤1)建立考虑综合能源枢纽灵活性约束、电-气耦合系统运行约束和安全约束的电-气耦合系统风险管理模型。
步骤1)中，电-气耦合系统包括电力系统和天然气系统，电力系统包括若干电力节点、燃煤机组、燃气机组和风力发电厂，各个电力节点之间通过各个电力线路相连接；天然气系统包括若干天然气节点、天然气井和压缩机设备，各个天然气节点之间通过各个天然气管道相连接；天然气网络中还包括若干压缩机支路，每条压缩机支路的两端分别连接一个天然气节点，每条压缩机支路上均设有压缩机设备；电-气耦合系统将电力和天然气经综合能源枢纽后输入终端需求侧，为终端需求侧提供电力、天然气和热力；综合能源枢纽包括燃气锅炉、电储能设备、电热泵和热电联产机组。
燃气锅炉是一种通过消耗天然气来产热的装置；电储能设备是指能将电力储存的装置；电热泵是消耗电能实现热能从低温到高温传递的装置；热电联产机组使用天然气作为燃料产生电力和热能的装置。基于综合能源系统提供的电力和天然气，满足终端能源负荷侧用户的电力、天然气、热等能源需求。
综合能源枢纽调度中心是指负责综合能源枢纽运行的机构，可对综合能源枢纽内部设备的运行状态进行调整。综合能源枢纽运行的灵活性主要是指从电-气耦合系统输入到综合能源枢纽的能量的调节能力，它受制于综合能源枢纽中的设备(如热电联产机组)的运行限制和终端负荷的能源需求。由于能源输入包含两种形式，即电力和燃气，因此灵活域被描述为一个二维空间。综合能源枢纽的电力和天然气输入可以在这个区域内进行调节，这可以为电-气耦合系统提供灵活资源。灵活域是指综合能源枢纽的电力输入和天然气输入的可调范围，可表示为以电力输入为横坐标、天然气输入为纵坐标的二维区域。电-气耦合系统调度中心是指负责综合能源枢纽实际调度运行的机构，可以调整综合能源枢纽中各个装置的运行状态。
基于电-气耦合系统风险管理模型，电-气耦合系统调度中心确定不同场景下的风险管理措施的决策结果，如电厂的备用安排和对能源枢纽的能源输入，得到调度结果。电-气耦合系统调度中心确定了不同场景下综合能源枢纽的能量输入计划以后，将其发送给能源枢纽调度中心。
由于灵活域代表了综合能源枢纽的运行可行点，电-气耦合系统调度中心可以在保证综合能源枢纽正常运行的同时确定电-气耦合系统的调度计划。电-气耦合系统确定的能量输入计划可以直接被综合能源枢纽调度中心利用，综合能源枢纽调度中心根据电-气耦合系统调度中心的能量输入计划，调整枢纽内能源设备的运行状态，以满足不同场景下的终端能源负荷。因此，可以有效地将综合能源枢纽的灵活性纳入到电-气耦合系统的风险管理中，并且可以避免这两个调度中心之间的迭代和通信压力。
步骤1)中，建立的考虑综合能源枢纽灵活性约束、电-气耦合系统运行约束和安全约束的电-气耦合系统风险管理模型，具体如下：
其中，和/>分别表示电力系统和天然气系统的运行代价；ps为电-气耦合系统在场景s下的概率；/>和/>分别表示电力系统的电负荷削减代价和弃风代价；/>和/>分别表示电-气耦合系统在场景s下在时间t电力节点i的电负荷削减和风电功率削减；/>表示电力系统中燃煤机组g的发电代价；/>和/>分别表示在时间t电力节点i上的燃煤机组g的发电功率、上备用功率和下备用功率；cru和crd分别表示风力发电厂的上备用代价和下备用代价；/>和/>分别表示在时间t电力节点i上的燃气机组k的上备用功率和下备用功率；/>表示在时间t电力节点i的电负荷削减；/>表示在时间t电力节点i上的风力发电厂e的风电功率削减；/>和/>分别表示在时间t天然气节点m上的天然气井w的产气量和生产代价；/>和/>分别表示在时间t天然气节点m的天然气负荷削减和削减代价。
步骤2)中的电-气耦合系统的电负荷削减代价和弃风代价分别为电力系统的电负荷削减代价和弃风代价/>电-气耦合系统的运行参数具体包括在时间t电力节点i上的燃煤机组g的发电功率/>上备用功率/>和下备用功率/>在时间t电力节点i上的燃气机组k的上备用功率/>和下备用功率/>在时间t电力节点i的电负荷削减/>在时间t电力节点i上的风力发电厂e的风电功率削减/>以及在时间t天然气节点m上的天然气井w的产气量/>
电-气耦合系统运行约束包括电力系统运行约束和天然气系统运行约束。
电-气耦合系统在各个场景下的运行状态不同。本发明的代价可以视为发电量或产气量。
综合能源枢纽灵活性约束具体如下：
其中，表示在时间t天然气节点m上的综合能源枢纽的天然气输入；/>表示在时间t天然气节点m上的综合能源枢纽的灵活域中时间无关灵活域的天然气输入；表示在时间t从电力节点i上的综合能源枢纽的电力输入；/>和/>分别表示在时间t电力节点i上的综合能源枢纽的灵活域中时间无关灵活域和时间耦合灵活域的电力输入；/>表示在时间t电力节点i上的综合能源枢纽的灵活域边界的外法向量；/>和分别表示在时间t电力节点i上的综合能源枢纽的灵活域中采用射线投影方法获得的参考点的横纵坐标；/>和/>分别表示在时间t电力节点i上的综合能源枢纽的灵活域中采用射线投影方法获得的投影点的横纵坐标；/>和/>分别表示在时间t和时间t-1电力节点i上的电储能设备的荷电状态；/>表示在时间t-1电力节点i上的综合能源枢纽的灵活域中时间耦合灵活域的电力输入；/>表示电储能设备最大充放电比例；EES,max和EES,min分别表示电储能设备最大和最小荷电状态。
使用射线投射方法来搜索时间无关灵活域内的参考点，以时间无关灵活域内任何一个点为起点，投射射线延该点右侧绘制并延伸到无限远，计算投射射线与时间无关灵活域边缘相交的次数，若相交次数为奇数，则确定起点位于灵活域内并作为参考点；时间无关灵活域的最终边界的某一条边上的投影点可以通过做垂直线来找。时间无关灵活域可以被描述为一个凸形的多边形，它限制了区域内的天然气和电力输入。时间耦合灵活域由一组线性方程表示，对应于储能设备的充电/放电约束。
步骤2)中电-气耦合系统的运行参数具体包括在时间t天然气节点m上的综合能源枢纽的天然气输入和在时间t从电力节点i上的综合能源枢纽的电力输入/>
综合能源枢纽灵活性约束代表了综合能源枢纽的能源输入的调整特性。式一中描述了对综合能源枢纽的总能量输入和两个灵活域的能量输入之间的关系。式二中限制了综合能源枢纽的灵活域中时间无关灵活域的能量输入。式三限制了综合能源枢纽的灵活域中时间耦合灵活域的能量输入。
时间无关灵活域是以天然气输入和电力输入为轴的二维区域，与综合能源枢纽的多能源替代密切相关。时间无关灵活域中的能量流约束只保留了与时间无关的约束。时间耦合灵活域可以表征为与电力输入相对应的一维区间，与储能的充电/放电特征有关。
电力系统运行约束具体如下：
其中，EG、GG、EE和EL分别表示电力系统中的燃煤机组g、燃气机组k、风力发电厂e和电力线路l的集合；表示在时间t电力节点i上的燃气机组k的发电功率；/>表示在时间t电力节点i上风力发电厂e的预测功率输出；/>表示在时间t电力节点i上的电负荷功率；/>表示在时间t电力线路l上流过的电功率；/>和/>分别表示在时间t电力节点i和电力节点j上的相角；xl表示电力线路l的电抗；/>和/>表示在时间t天然气节点m的天然气负荷；θ表示气转电的效率；fl,max表示电力节点i的最大相位角；θi,max表示电力节点i上的最大相角；Pig,max和Pig,min分别表示电力节点i上燃煤机组g的最大和最小输出功率；Pik,max和Pik,min分别表示电力节点i上燃气机组k的最大和最小功率输出；Rpg,max和Rpk,max分别表示燃煤机组g和燃气机组k的最大爬坡速率；/>和/>分别表示在时间t+1电力节点i上的燃煤机组g和燃气机组k的发电功率；/>表示在时间t电力节点i的电力负荷；/>表示在时间t电力节点i上的风力发电厂e的发电功率。
步骤2)中电-气耦合系统的运行参数具体包括在时间t电力节点i上的燃气机组k的发电功率和在时间t电力线路l上流过的电功率/>
电力系统运行约束描述了基于直流电流模型的电力系统的运行特征。式一表示每个节点的功率平衡方程。式二表示线路功率与节点相角的关系。式三表示燃气机组的耗气量与电功率输出的关系。式四-五表示线路功率和节点相角的约束限制。式六和七分别表示燃煤机组和燃气机组的上备用和下备用的约束限制。式八-九表示燃煤机组和燃气机组的爬坡速率限制。式十-式以表示了电负荷削减和风电功率削减的约束限制。
天然气系统运行约束具体如下：
/>
其中，EW、GL和GC分别表示天然气井w、天然气管道p和压缩机c的集合；表示在时间t天然气节点m的天然气负荷；/>表示在时间t天然气节点m上的综合能源枢纽的气体输入；/>和/>分别表示在时间t天然气管道p和压缩机c的气体流量；/>和/>分别表示在时间t通过天然气管道p的气体流动方向，为二元变量；Cp表示天然气管道p的传输系数；/>和/>分别表示在时间t天然气节点m和天然气节点n的气压；τp,max表示天然气管道p的最大气体流量，即传输能力；πm,min和πm,max表示天然气节点m的最低和最高气压；/>表示在时间t压缩机c的压缩比；Γc,min和Γc,max分别表示压缩机c的最低和最高压缩比；Wmw,min和Wmw,max表示天然气节点m上的天然气井w的最低和最高气体产量。
天然气系统运行约束描述了天然气系统的运行状态。式一表示每个天然气节点的气体流量平衡方程。式二表示管道流量和天然气节点压力之间的关系。式三表示通过天然气管道的气体流动方向的限制。式四和五分别表示节点压力和天然气管道流量的限制。式六和七描述了气体压缩机的压缩行为。式八和九表示气井生产和天然气负荷削减的约束。
步骤1)中，电-气耦合系统安全约束具体如下：
EENST≤EENSset
EWEPT≤EWPCset
其中，EENST和EWEPT分别表示T时段电-气耦合系统的预期供应不足能量指标和预期削减风能指标，被用来量化电-气耦合系统的风险水平；EENSset和EWEPset分别表示电-气耦合系统的预期供应不足能量指标和预期削减风能指标的极限。
步骤2)中，运行风险指标包括T时段电-气耦合系统的预期供应不足能量指标EENST和预期削减风能指标EWEPT。
各个场景s的约束条件是在上述约束的基础上将上标0改为s，即将场景限定为场景s。
步骤2)将电-气耦合系统的电负荷削减代价和弃风代价输入电-气耦合系统风险管理模型中，电-气耦合系统风险管理模型输出电-气耦合系统的运行参数和运行风险指标至电-气耦合系统调度中心，进而传输至综合能源枢纽调度中心。
步骤3)综合能源枢纽调度中心根据电-气耦合系统的运行参数和运行风险指标调整综合能源枢纽的运行状态，实现电力系统的风险调度，以满足不同场景下的终端能源负荷。
本发明的具体实施例如下：
以改进的IEEE33节点和比利时20节点组成的电-气耦合系统为例，结合技术方案和附图详细叙述本发明的具体实施。
电-气耦合系统包括电力系统和天然气系统。电力系统包括41个电力线路和9台发电机组组成，而天然气系统由17条管道、6个气源和2台压缩机组成。在电力系统中，节点5、8和13处的三台发电机被燃气机组取代，燃气机组分别由天然气系统中的天然气节点3、7和20供应。电力系统1、22、25节点新增3个风电机组。有4个综合能源枢纽接入天然气系统的天然气节点3、10、16和19，以及电力系统的电力节点9、16、20和29。每个综合能源枢纽都包含电热泵，热电联产装置，燃气锅炉和电储能设备。拓扑图如图2所示。燃气锅炉和电热泵的转换效率分别设置为0.9和0.8。电储能的容量限制设置为6MW。天然气的热值为8.6kW/m3。
综合能源枢纽的灵活域信息如图3所示。可以发现，综合能源枢纽灵活域以天然气输入为纵坐标，电力输入为横坐标，表示为一个二维的多边形。在此区域内，任一一点均可满足终端的负荷需求。
风险调度结果如图4的(a)、(b)、(c)和(d)以及图5的(a)、(b)、(c)和(d)所示。图4中案例1为传统方法，未考虑综合能源枢纽灵活性，认为电力与天然气注入量固定。图5中案例2为本发明方法，考虑综合能源枢纽灵活性。相较于案例1，案例2中发电功率在电力负荷高峰时刻有所削减，而气井产气量电力负荷高峰时有所增加，说明了不同能源之间的替代特性。备用安排方面，案例2中的上备用安排和下备用安排均有明显的下降。此外，案例1未考虑综合能源枢纽提供灵活性时，其风险水平EENS和EWC指标分别为50MW和26MW；当在案例2中考虑了综合能源枢纽的灵活性时，风险水平均降为0。可以发现，考虑综合能源枢纽提供灵活性后，电-气耦合系统所需配置的备用资源减少，同时风险水平得到了明显的下降。

Claims (1)

1.一种考虑综合能源枢纽灵活性的电-气耦合系统风险调度方法，其特征在于：方法包括如下步骤：
步骤1)建立考虑综合能源枢纽灵活性约束、电-气耦合系统运行约束和安全约束的电-气耦合系统风险管理模型；
步骤2)将电-气耦合系统的电负荷削减代价和弃风代价输入电-气耦合系统风险管理模型中，电-气耦合系统风险管理模型输出电-气耦合系统的运行参数和运行风险指标至电-气耦合系统调度中心，进而传输至综合能源枢纽调度中心；
步骤3)综合能源枢纽调度中心根据电-气耦合系统的运行参数和运行风险指标调整综合能源枢纽的运行状态，实现电力系统的风险调度；
所述的步骤1)中，电-气耦合系统包括电力系统和天然气系统，电力系统包括若干电力节点、燃煤机组、燃气机组和风力发电厂，各个电力节点之间通过各个电力线路相连接；天然气系统包括若干天然气节点、天然气井和压缩机设备，各个天然气节点之间通过各个天然气管道相连接；天然气网络中还包括若干压缩机支路，每条压缩机支路的两端分别连接一个天然气节点，每条压缩机支路上均设有压缩机设备；电-气耦合系统将电力和天然气经综合能源枢纽后输入终端需求侧，为终端需求侧提供电力、天然气和热力；综合能源枢纽包括燃气锅炉、电储能设备、电热泵和热电联产机组；
所述的步骤1)中，建立的考虑综合能源枢纽灵活性约束、电-气耦合系统运行约束和安全约束的电-气耦合系统风险管理模型，具体如下：
其中，和/>分别表示电力系统和天然气系统的运行代价；ps为电-气耦合系统在场景s下的概率；/>和/>分别表示电力系统的电负荷削减代价和弃风代价；/>和/>分别表示电-气耦合系统在场景s下在时间t电力节点i的电负荷削减和风电功率削减；/>表示电力系统中燃煤机组g的发电代价；/>和/>分别表示在时间t电力节点i上的燃煤机组g的发电功率、上备用功率和下备用功率；cru和crd分别表示风力发电厂的上备用代价和下备用代价；/>和/>分别表示在时间t电力节点i上的燃气机组k的上备用功率和下备用功率；/>表示在时间t电力节点i的电负荷削减；/>表示在时间t电力节点i上的风力发电厂e的风电功率削减；/>和/>分别表示在时间t天然气节点m上的天然气井w的产气量和生产代价；/>和/>分别表示在时间t天然气节点m的天然气负荷削减和削减代价；
所述的步骤2)中的电-气耦合系统的电负荷削减代价和弃风代价分别为电力系统的电负荷削减代价和弃风代价/>电-气耦合系统的运行参数具体包括在时间t电力节点i上的燃煤机组g的发电功率/>上备用功率/>和下备用功率/>在时间t电力节点i上的燃气机组k的上备用功率/>和下备用功率/>在时间t电力节点i的电负荷削减在时间t电力节点i上的风力发电厂e的风电功率削减/>以及在时间t天然气节点m上的天然气井w的产气量/>
电-气耦合系统运行约束包括电力系统运行约束和天然气系统运行约束；
所述的综合能源枢纽灵活性约束具体如下：
其中，表示在时间t天然气节点m上的综合能源枢纽的天然气输入；/>表示在时间t天然气节点m上的综合能源枢纽的灵活域中时间无关灵活域的天然气输入；/>表示在时间t从电力节点i上的综合能源枢纽的电力输入；/>和/>分别表示在时间t电力节点i上的综合能源枢纽的灵活域中时间无关灵活域和时间耦合灵活域的电力输入；表示在时间t电力节点i上的综合能源枢纽的灵活域边界的外法向量；/>和/>分别表示在时间t电力节点i上的综合能源枢纽的灵活域中采用射线投影方法获得的参考点的横纵坐标；/>和/>分别表示在时间t电力节点i上的综合能源枢纽的灵活域中采用射线投影方法获得的投影点的横纵坐标；/>和/>分别表示在时间t和时间t-1电力节点i上的电储能设备的荷电状态；/>表示在时间t-1电力节点i上的综合能源枢纽的灵活域中时间耦合灵活域的电力输入；/>表示电储能设备最大充放电比例；EES,max和EES,min分别表示电储能设备最大和最小荷电状态；
所述的步骤2)中电-气耦合系统的运行参数具体包括在时间t天然气节点m上的综合能源枢纽的天然气输入和在时间t从电力节点i上的综合能源枢纽的电力输入/>
所述的电力系统运行约束具体如下：
其中，EG、GG、EE和EL分别表示电力系统中的燃煤机组g、燃气机组k、风力发电厂e和电力线路l的集合；表示在时间t电力节点i上的燃气机组k的发电功率；/>表示在时间t电力节点i上风力发电厂e的预测功率输出；/>表示在时间t电力节点i上的电负荷功率；/>表示在时间t电力线路l上流过的电功率；/>和/>分别表示在时间t电力节点i和电力节点j上的相角；xl表示电力线路l的电抗；/>和/>表示在时间t天然气节点m的天然气负荷；表示气转电的效率；fl,max表示电力节点i的最大相位角；θi,max表示电力节点i上的最大相角；Pig,max和Pig,min分别表示电力节点i上燃煤机组g的最大和最小输出功率；Pik,max和Pik,min分别表示电力节点i上燃气机组k的最大和最小功率输出；Rpg,max和Rpk,max分别表示燃煤机组g和燃气机组k的最大爬坡速率；/>和/>分别表示在时间t+1电力节点i上的燃煤机组g和燃气机组k的发电功率；/>表示在时间t电力节点i的电力负荷；/>表示在时间t电力节点i上的风力发电厂e的发电功率；
所述的步骤2)中电-气耦合系统的运行参数具体包括在时间t电力节点i上的燃气机组k的发电功率和在时间t电力线路l上流过的电功率/>
所述的天然气系统运行约束具体如下：
其中，EW、GL和GC分别表示天然气井w、天然气管道p和压缩机c的集合；表示在时间t天然气节点m的天然气负荷；/>表示在时间t天然气节点m上的综合能源枢纽的气体输入；/>和/>分别表示在时间t天然气管道p和压缩机c的气体流量；/>和/>分别表示在时间t通过天然气管道p的气体流动方向；Cp表示天然气管道p的传输系数；/>和/>分别表示在时间t天然气节点m和天然气节点n的气压；τp,max表示天然气管道p的最大气体流量；πm,min和πm,max表示天然气节点m的最低和最高气压；/>表示在时间t压缩机c的压缩比；Γc,min和Γc,max分别表示压缩机c的最低和最高压缩比；Wmw,min和Wmw,max表示天然气节点m上的天然气井w的最低和最高气体产量；
所述的步骤1)中，电-气耦合系统安全约束具体如下：
EENST≤EENSset
EWEPT≤EWPCset
其中，EENST和EWEPT分别表示T时段电-气耦合系统的预期供应不足能量指标和预期削减风能指标；EENSset和EWEPset分别表示电-气耦合系统的预期供应不足能量指标和预期削减风能指标的极限；
所述的步骤2)中，运行风险指标包括T时段电-气耦合系统的预期供应不足能量指标EENST和预期削减风能指标EWEPT。
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