申请/专利权人：浙江大学

申请日：2020-04-14

公开（公告）日：2024-03-22

公开（公告）号：CN111597683B

主分类号：G06F30/20

分类号：G06F30/20;G06F119/02

优先权：

专利状态码：有效-授权

法律状态：2024.03.22#授权;2020.09.22#实质审查的生效;2020.08.28#公开

摘要：本发明公开了一种考虑天然气传输动态的电力天然气联合系统运行优化方法。首先，通过暂态马尔可夫过程建立电力天然气联合系统的设备运行可靠性模型，并利用时序蒙特卡洛法仿真得到电力天然气联合系统的状态序列；其次，多阶段的电力天然气联合系统紧急故障状态处理，包括利用稳态电气联合优化潮流方法进行紧急故障状态的预调度，利用天然气系统暂态仿真方法对天然气系统的真实运行状态进行仿真，以及利用电力优化潮流方法对电力天然气联合系统的真实运行状态进行仿真；最后，通过基于离线暂态过程集的时序蒙特卡洛仿真，加速运行可靠性参数计算，并进行运行优化。

主权项：1.一种考虑天然气传输动态的电力天然气联合系统运行优化方法，其特征在于：首先，通过暂态马尔可夫过程建立电力天然气联合系统的设备运行可靠性模型，并利用时序蒙特卡洛法仿真生成得到电力天然气联合系统的状态序列；其次，多阶段的电力天然气联合系统紧急故障状态处理，得到电力天然气联合系统的真实运行状态，包括：利用稳态电气联合优化潮流方法进行紧急故障状态的预调度；利用天然气系统暂态仿真方法对天然气系统的真实运行状态进行暂态过程仿真；利用电力优化潮流方法对电力天然气联合系统的真实运行状态进行仿真；最后，重复上述步骤，并通过离线暂态过程集加速运行处理获得可靠性参数，根据可靠性参数进行运行优化；所述步骤1通具体包括以下步骤：1.1建立天然气源可靠性的多状态模型，得到天然气源可调度量的时间概率分布：1.1.1一个天然气源由多个天然气井组成，每个天然气井的可靠性模型为以下的两状态模型： 其中，表示节点i的天然气井j的处于第h状态的时间概率分布函数，Pr{}表示概率函数，为节点i的天然气井j在时间t的可调度量，为节点i的天然气井j在第h状态的可调度量；再由以下式获得天然气井的两状态模型的时间概率分布： 其中，和分别表示节点i的天然气井j在时间t的第h状态的概率，和分别为节点i的天然气井j的故障率和修复率；1.1.2当获得所有天然气井的可调度量的时间概率分布后，根据组合确定天然气源的可调度量的时间概率分布，天然气源的可调度量计算为： 其中，为节点i的天然气源在第h状态的可调度量，为节点i的处于第1状态的天然气源集合；表示节点i的天然气井j在第1状态的可调度量；1.2建立天然气机组和非天然气机组可靠性的多状态模型，得到天然气机组和非天然气机组可调度量的时间概率分布；天然气机组和非天然气机组的可调度量的时间概率分布处理方式相同；天然气机组的可调度量的时间概率分布处理方式为：节点i上的天然气机组j有个状态，第h状态下的天然气机组的可调度量为节点i上的天然气机组j在第h状态的时间概率分布通过求解以下公式得到： 其中，为天然气机组j第h状态到第h’状态的状态转移率，表示函数在t＝0的值，即节点i的天然气机组j处于状态1的时间概率分布函数在t＝0的值；1.3利用时序蒙特卡洛法仿真得到电力-天然气系统的状态序列：设置仿真目标时长为ST，设置电力天然气联合系统的各个设备在t＝0时刻的运行状态为正常工作状态，根据步骤1～2得到的天然气源、天然气机组和非天然气机组的各个设备可调度量的时间概率分布，并利用时序蒙特卡洛法仿真生成覆盖仿真目标时长ST的各个设备的状态序列，并通过状态组合形成电力天然气联合系统所有可能的状态序列；所述步骤2具体包括以下步骤：2.1第一阶段，利用稳态电气联合优化潮流方法进行紧急故障状态的预调度：在由步骤1生成的电力天然气联合系统的状态序列中每一个状态k下，建立以下公式5的目标函数： 并建立以下公式6-16的约束条件： GPi≤GPik≤TGCik6 其中，NBe、NBg分别为电力节点、天然气节点的数量，NGi为节点i上的非天然气机组的数量，为节点i上天然气机组的数量，节点i上非天然气机组的数量，k表示电力天然气联合系统的状态序列号，GPik为电力天然气联合系统的第k状态下天然气节点i天然气源的出力，为电力天然气联合系统的第k状态下节点i上的天然气机组j的天然气消耗量，为电力天然气联合系统的第k状态下电力节点i天然气机组j的有功功率和无功功率，为电力天然气联合系统的第k状态下电力节点i非天然气机组j的有功功率和无功功率，ρi为天然气节点i的天然气单位计价值，ELCik、GLCik分别为电力天然气联合系统的第k状态下电力负荷的中断量和天然气负荷的中断量，CDFie和CDFig分别为耦合节点i的电力负荷的中断计价值和天然气负荷的单位中断计价值，GCi,j为非天然气机组的发电计价值函数，Tk为电力天然气联合系统状态k的持续时间，GLi为天然气节点i的天然气负荷，EFijk和GFijk为电力天然气联合系统的第k状态下从电力节点i到j的电力潮流和从天然气节点i到j的天然气管道流量，Pi和Qi为电力节点i上的电力负荷的有功功率和无功功率，Vik和θijk分别为电力天然气联合系统的第k状态下节点i的电压的幅值和节点i和节点j之间的相角差，Gij和Bij为节点i和节点j的电力线路的电纳和电抗，和分别为为连接电力节点i的电力线路的集合和连接天然气节点i的天然气管道的集合，Πik为电力天然气联合系统的第k状态下天然气节点i的气压，Cij为天然气管道的特征参数；sgnx为符号函数，x≥0时sgnx＝1，x0时sgnx＝-1；GPi为GPik的下限约束，为ELCi的上限约束，αi,j、βi,j和γi,j为电力节点i天然气机组j的第一、第二、第三热效应系数，Hg天然气的热值； 表示的下限约束，表示电力天然气联合系统的第k状态下的节点i上非天然气机组j的有功功率，为由步骤1.2得到的电力天然气联合系统的第k状态下节点i上天然气机组j的可调度量；分别为的下限约束和上限约束，为在h＝1时的值；为的下限约束；为由步骤1.2得到的电力天然气联合系统的第k状态下节点i上非天然气机组j的可调度量；电力天然气联合系统的第k状态下的节点i上非天然气机组j的无功功率，分别为的下限约束和上限约束；为在h＝1时的值；为GLCi的上限约束，j为节点上设备的序号；TGCik为由1.1.2得到的在电力天然气联合系统的第k状态所对应的节点i的天然气源的状态下的可调度量，分别为EFij和GFij的上限；根据约束条件求解上述目标函数，得到第一阶段的电力天然气联合系统的预想运行状态；2.2第二阶段，利用天然气系统暂态仿真方法对天然气系统的真实运行状态进行暂态过程仿真：2.2.1以连接节点i和节点j的天然气管道作为天然气管道ij，对于每一个天然气管道ij建立如下天然气系统暂态模型，并对所有天然气管道构建天然气系统暂态模型： 其中，Πijx,t为天然气管道ij的气压在离节点i距离为x、时间为t的函数，Lij为天然气管道ij的长度，ε为天然气密度，Dij为为天然气管道ij的直径，Fij为天然气管道ij的范宁传输系数，x表示当前节点和节点i之间的距离，t表示时间，GFij表示从天然气节点i到j的天然气管道流量；对于电力天然气联合系统的状态序列k，当k＝1时，在电力天然气联合系统的第一个状态下所有设备均处于正常工作状态，电力天然气联合系统的运行状态由步骤2.1中的方法处理获得；当k1时，电力天然气联合系统的运行状态由前一个k-1状态下最后时刻的天然气管道气压与流量的最终状态确定，具体为：Πijkx,t|t＝0＝Πijk-1x,t|t＝Tk20GFijkx,t|t＝0＝GFijk-1x,t|t＝Tk21其中，Πijkx,t表示电力天然气联合系统的第k状态下的Πijx,t，GFijkx,t表示电力天然气联合系统的第k状态下的GFijx,t；2.2.2对于天然气节点进行再次分类：以存在天然气负荷的节点作为天然气负荷节点，以存在天然气源而不存在天然气负荷的节点作为天然气源节点，以除了天然气负荷节点和天然气源节点以外的天然气节点为天然气连接节点；对于天然气节点的天然气系统暂态模型建立以下边界条件：对于所有天然气节点，建立基础边界条件为： 其中，表示Πijx,t在j＝j1时候的函数，表示在x＝0时候的函数，即j1表示天然气节点编号，表示为天然气管道j2i的气压，表示在x＝0时候的函数，即j2表示天然气节点编号；对于天然气负荷节点，额外建立以下边界条件： 对于天然气源节点和天然气连接节点，额外建立以下边界条件： 其中，GPik2.2.3采用有限差分法求解2.2.1和2.2.2构成的上述天然气系统暂态模型，并根据下式求解天然气节点i的天然气负荷的真实负荷中断量和耦合节点i的天然气机组j的真实可消耗天然气量的上限 当时，当时，其中，为节点i所有天然气机组的真实可消耗天然气量的上限与天然气负荷的真实中断量之和；2.3第三阶段，利用电力优化潮流方法对电力天然气联合系统的真实运行状态进行仿真：根据天然气机组的真实可消耗天然气量的上限计算天然气机组受天然气供给约束的真正实时可调度发电容量 其中，建立第三阶段的优化目标函数： 并建立以下约束条件： 其中，EOCt表示电力系统运行成本，是时间t的函数，ELCit表示电力负荷中断量随时间t的函数；为电力节点i天然气机组j的有功功率和无功功率随时间t的函数；为电力节点i非天然气机组j的有功功率和无功功率随时间t的函数；EFijt为从电力节点i到j的电力潮流随时间t的函数；Vit，θijt分别为节点i的电压的幅值和节点i和节点j之间的相角差随时间t的函数；通过求解上述设备运行可靠性模型，得到电力天然气联合系统的真实运行状态；所述步骤3具体包括以下步骤：3.1重复步骤1和2进行多次迭代，得到每次迭代中在运行时段ST上电力天然气联合系统的真实运行状态，在每次迭代过程中通过离线暂态过程集加速处理，具体为：在每次迭代过程的有限差分法求解处理中，根据连接天然气节点i和j的天然气管道离散的长度步长Δxi,j并提取出数据构建电力天然气联合系统的重要状态变量为： NMi,j＝LijΔxi,j在每一次迭代的步骤2第二阶段的步骤2.2结果得到后，判断以下公式38是否满足；||xt-xt-Δt1+|xt-Δt|||∞≤ξ138其中，Δt为有限差分法中离散的时间步长，ξ1为暂态过程收敛阈值；若满足，则将此时步骤2.2计算结果的重要状态变量存入离线暂态过程集，步骤2第二阶段结果保持不变，后续不再进行步骤2第二阶段；若不满足，则继续进行每一次迭代的步骤2第二阶段；若在当前某次迭代中出现了电力天然气联合系统状态相同的情况，则该次迭代中电力天然气联合系统的重要状态变量无需重新计算，直接从提取出和当前状态相同的之前的电力天然气联合系统的重要状态变量x1t进行时间平移得到：x2t＝x1t+t1-t239其中，t1为与当前状态相同的之前迭代的电力天然气联合系统状态的起始时间，x1t为当前状态相同的之前迭代的电力天然气联合系统的重要状态变量，t2为当前某次迭代中的电力天然气联合系统状态的起始时间；3.2在每一次迭代结束后计算运行可靠性参数，运行可靠性参数包含期望电力切负荷量EENSit、电力切负荷概率LOLPit、期望天然气切负荷量EGNSit和天然气切负荷概率LOGPit，采用以下公式计算获得上述四个运行可靠性参数： 当x≥0时，flagx＝1，否则flagx＝0其中，NS为时序蒙特卡洛法的采样次数，flag表示标志函数；再进行运行可靠性参数的收敛性判断： 其中，Varx为x的方差，ξ2为可靠性收敛阈值；若满足公式44，则认为运行可靠性参数收敛，并输出四个运行可靠性参数；3.3基于运行可靠性参数的运行优化方法：根据运行可靠性参数进行以下判断：当某一个节点在某一个时间点的期望电力切负荷量大于预设的缺电量上限阈值或期望天然气切负荷量大于预设的缺气量上限阈值或电力切负荷概率大于预设的缺电概率上限阈值或天然气切负荷概率大于预设的缺气概率上限阈值则电力天然气联合系统在该时间点该节点不可靠；否则电力天然气联合系统在该时间点该节点可靠；在电力天然气联合系统在该时间点该节点不可靠情况下：若时刻t电力节点i的期望缺电量或期望缺电概率大于预先设定的缺电上限阈值，则在该电力节点在日前机组组合时增加加入发电机组；若在时刻t天然气节点i的期望缺气量或期望缺气概率大于预先设定的缺气上限阈值，则在该天然气节点在日前机组组合时增加加入储气装置。

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