技术领域
[0001] 本
发明涉及综合能源和电
力系统领域，特别是一种考虑N-1安全约束的综合能源系统优化配置方法。
背景技术
[0002] 近年来，多能互补的综合能源系统在国际和国内的能源领域受到了普遍关注。综合能源系统作为能源互联网的一种重要形式，能够充分发挥不同能源类型之间的互补特性和协同效益，提升能源系统综合能效和
可再生能源消纳能力，对推
动能源结构转型具有重要意义。
[0003]
能量枢纽系能够满足多种能源需求的能量转换单元，其数学模型能够清晰地描述综合能源系统中各种能源类型之间的相互耦合关系。能量枢纽可实现多类能源的相互转换、分配和灵活存储，为多能源协同优化提供了
基础。能量枢纽中的设备组成、容量以及运行方式对综合能源系统的安全可靠运行至关重要。
[0004] 随着电力和
天然气等各类能源系统耦合的逐步加深以及系统规模的不断扩大，综合能源系统在运行过程中所面临的安全
风险也会相应增加。为此，有必要在综合能源系统规划或能量枢纽优化配置时计及在电力系统的规划与运行中广泛采用的N-1安全准则。
发明内容
[0005] 为解决上述问题，本发明提供一种考虑N-1安全约束的综合能源系统优化配置方法，其有利于增加系统安全性和供能灵活性，为综合能源系统中多能量枢纽的架构设计与设备选型提供技术支持。
[0006] 本发明采用以下的技术方案：一种考虑N-1安全约束的综合能源系统优化配置方法，其包括步骤：
[0007] 1)构建电-气-热联供的能量枢纽架构及能量枢纽模型，所述的能量枢纽模型包括能量转换设备模型、多元储能设备模型和能量枢纽耦合关系模型；
[0008] 2)以系统规划周期内年综合运行
费用最小为目标函数，考虑能源耦合部分约束、电力系统运行约束、天然气系统运行约束和电力系统的N-1安全约束，建立综合能源系统优化配置模型；
[0009] 3)对上述综合能源系统优化配置模型进行松弛处理，使其由混合整数非线性规划问题转换成混合整数二阶锥规划问题。
[0010] 进一步地，步骤1)中，所述的能量转换设备用于实现不同能量形式之间的转化与耦合，包括P2G装置、
热电联产机组和燃气
锅炉，其模型统一表示为：
[0011]
[0012]
[0013] 式中： 和 分别为能量转换设备k在时刻t的能源形式为p的输入功率和能源形式为q的输出功率；ηk和 分别为能量转换设备k的能源转换效率和出力上限。
[0014] 进一步地，步骤1)中，所述的多元储能设备模型中，假设储能设备在Δt时间段内的蓄能和放能功率均为常数，多元储能设备模型统一描述为：
[0015]
[0016]
[0017]
[0018]
[0019]
[0020] 式中：Wl(t)、 和 分别为多元储能设备l在时刻t的储能量、蓄能功率和放能功率； 和 分别表示多元储能设备l的蓄能效率和放能效率； 和 分别为多元储能设备l可储能量的上限值和下限值； 和 分别为多元储能设备l的蓄能功率和放能功率的上限值； 和 分别为表示多元储能设备l在时刻t蓄能和放能的0-1状态变量，二者取1时分别表示多元储能设备l处于蓄能和放能状态，取0时则相反。
[0021] 进一步地，步骤1)中，所述的能量枢纽耦合关系模型中，能量枢纽内部的电、气、热功率平衡描述为：
[0022]
[0023]
[0024]
[0025] 式中： 和 分别为能量枢纽在时刻t的输入电功率和气功率； 和分别为P2G装置和CHP机组在时刻t的耗电功率和发电功率；
分别为P2G装置、CHP机组、燃气锅炉在时刻t的耗气功率； 和 分别为CHP和燃气锅炉在时刻t的供热功率； 和 分别为储气装置在时刻t的放气和充气功率；
和 分别为储热装置在时刻t的放热和储热功率； 分别
为能量枢纽在时刻t的电、气、热负荷； 分别为能量枢纽在时刻t的缺供
电、气、热负荷。
[0026] 进一步地，步骤3)中，年综合运行费用包括综合能源系统初始投资等年值成本Cinv、年维护成本Conm、年运行成本Cop和象征可靠性的年能量短缺成本Cens，目标函数如下：
[0027] min f1＝Cinv+Conm+Cop+Cens，
[0028] 基于费用年值法，设备初始投资等年值成本表示为：
[0029]
[0030] 式中：s表示能量枢纽中的各候选设备，即能量转换设备p和多元储能设备q； 和Ms分别为s的单位容量安装成本与安装容量；r为基准折现率；m为规划期年限；
[0031] 系统年维护成本指由设备损耗、维修和人工巡检所产生的费用，表示为各设备初始安装容量与单位容量维护成本的乘积：
[0032]
[0033] 式中， 为s的单位容量维护成本；
[0034] 年运行成本包括常规火
电机组发电成本和气源供气成本：
[0035]
[0036] 式中： 和Wigen分别为第i个常规火电机组的单位发电量成本和年发电量； 和分别为第j个天然气气源的单位供气成本和年供气量；
[0037] 年能量短缺成本包括综合能源系统年缺电成本、缺气成本和缺热成本：
[0038]
[0039] 式中： 分别为单位电、气、热负荷缺供的能量短缺成本；和 分别为
节点i在时刻t缺供的电负荷、气负荷和热负荷。
[0040] 进一步地，步骤3)中，综合能源系统优化配置模型的约束条件中，能源耦合部分约束除能量枢纽模型中的相关约束外，还应包括设备安装容量上下限约束；电力系统运行约束包括节点功率平衡约束、电源出力约束和支路传输容量约束；天然气系统运行约束包括天然气气源约束、输气管道约束、加压站约束、节点流量平衡约束和天然气流量与功率流换算约束。
[0041] 进一步地，步骤3)中，所述的电力系统运行约束中，采用直流潮流模型对电力系统进行建模：
[0042] Pij(t)＝Bij(θi(t)-θj(t))(i,j)∈NL，
[0043]
[0044]
[0045] 式中：NL为电力系统中所有支路的集合；Pij(t)为支路ij在时刻t传输的有功功率；G
θi(t)为节点i在时刻t的
电压相
角；Bij为支路ij的电纳值；Pi (t)表示位于节点i的
发电机组在时刻t的有功出力； 表示支路ij的最大传输功率； 表示位于节点i的能量枢纽在时刻t的输入电功率。
[0046] 进一步地，步骤3)中，天然气系统运行约束中，
[0047] 天然气系统中位于节点i的气源出力需满足出力上下限约束：
[0048]
[0049] 式中：Fings(t)为时刻t位于节点i的气源的输出天然气流量； 和 分别表示该气源的出力上限和下限；
[0050] 天然气管道传输流量Fnj(t)由管道两端n和j的节点气压以及管道传输系数共同决定，表示为：
[0051]
[0052] 式中：sgn为符号函数；πn(t)和πj(t)分别为节点n和节点j在时刻t的气压；Knj为管道nj的传输系数；
[0053] 为弥补天然气在传输过程中由于摩擦阻力等因素所造成的压力损失，天然气网络中配置一定数量的加压站，加压站在维持下游输气压力的同时，也会消耗一定的天然气流量：
[0054]
[0055]
[0056] 式中： 为加压站ζ在时刻t消耗的天然气流量； 为ζ的耗气比；Fij(t)表示天然气管道ij的传输流量；
[0057] 加压站的加压比还需满足如下式所示约束：
[0058]
[0059] 式中， 和 分别表示ζ的加压比的上限和下限；
[0060] 天然气网络节点i的节点流量平衡表示为:
[0061]
[0062] 式中,Fieh(t)表示位于节点i的EH在时刻t消耗的天然气流量；
[0063] Pgas＝HGVF，
[0064] 式中,F和Pgas分别为天然气流量和功率流；HGV为天然气高热值。
[0065] 进一步地，步骤3)中，所述电力系统的N-1安全约束，即在系统全部支路中任意断开一条的情形下，系统仍能正常运行；以上标ω表示不同的N-1场景，电力系统的支路潮流约束扩展为：
[0066]
[0067]
[0068]
[0069]
[0070] 式中： 为支路ij在时刻t传输的有功功率；θiω(t)为节点i在时刻t的电压相角；Bij为支路ij的电纳值； 表示在考虑N-1安全准则时支路ij的运行状态的0-1变量，1表示正常运行，0表示停运；Nω表示N-1场景集；M为给定的正实数；NL为电力系统中所有支路的集合； 表示支路ij的最大传输功率。
[0071] 进一步地，所述的混合整数二阶锥规划问题采用MATLAB环境下的商业求解器YALMIP+GUROBI进行求解，从而得到多能量枢纽联合配置方案；YALMIP是一个适于求解大规模优化问题的
软件平台，GUROBI则为适于求解混合整数二阶锥规划问题的求解器。
[0072] 本发明具有的有益效果如下：本发明面向含电-气-热联供的IES，提出了计及电力系统N-1安全准则的优化配置模型，给出了多能量枢纽架构设计和设备选型的技术方案，比较分析了不考虑和考虑N-1安全准则时的IES优化配置结果，并给出了一个典型日内EH的电、气、热功率平衡曲线。储能设备作为IES重要的备用资源，对提升供能安全性具有重要作用。
[0073] 本发明有利于增加系统安全性和供能灵活性，为综合能源系统中多能量枢纽的架构设计与设备选型提供技术支持。
附图说明
[0074] 图1为本发明具体实施方式中能量枢纽架构图；
[0075] 图2为本发明具体实施方式中典型天然气系统结构图；
[0076] 图3为本发明具体实施方式中6节点电力系统结构图；
[0077] 图4为本发明具体实施方式中6节点天然气系统结构图；
[0078] 图5为本发明具体实施方式中两种场景下优化配置结果比较图；
[0079] 图6为本发明具体实施方式中电功率平衡曲线图；
[0080] 图7为本发明具体实施方式中气功率平衡曲线图；
[0081] 图8为本发明具体实施方式中热功率平衡曲线图；
[0082] 图9为本发明具体实施方式中综合能源系统优化配置方法的
流程图。
具体实施方式
[0083] 为更好地理解本发明的目的、技术方案以及技术效果，以下结合附图对本发明进行进一步的讲解说明。
[0085] 本发明提出了一种考虑N-1安全约束的综合能源系统优化配置方法，其实施流程如图9所示，包括如下详细步骤：
[0086] 步骤1、构建电-气-热联供的能量枢纽架构及能量枢纽模型，所述的能量枢纽模型包括能量转换设备模型、多元储能设备模型和能量枢纽耦合关系模型。
[0087] 能量枢纽是集成了能源生产、传输和消费功能的建模单元，可用于描述电、气、热等多种类型能源之间的转换、存储和传输等耦合关系。综合能源系统则可抽象成由两种及以上的能源系统通过能量枢纽连接而成的能源网络。对于综合能源系统而言，能量枢纽既可以是负荷，也可以是能源供应者。能量枢纽可实现多类能源的相互转换、分配和灵活存储，为多能源协同优化提供了基础。典型能量枢纽架构如图1所示。所述的能量枢纽模型包括能量转换设备模型、多元储能设备模型和能量枢纽耦合关系模型。
[0088] (1)能量转换设备模型
[0089] 能量转换设备用于实现不同能量形式之间的转化与耦合，包括P2G装置、热电联产(Combined Heat and Power,CHP)机组和燃气锅炉，其模型可统一表示为：
[0090]
[0091]
[0092] 式中： 和 分别为能量转换设备k在时刻t的能源形式为p的输入功率和能源形式为q的输出功率；ηk和 分别为能量转换设备k的能源转换效率和出力上限。
[0093] (2)多元储能设备模型
[0094] 多元储能设备可实现能量在时间维度上的转移，本发明主要考虑储气装置和储热装置。假设储能装置在Δt时间段内的蓄能和放能功率均为常数，多元储能模型可统一描述为：
[0095]
[0096]
[0097]
[0098]
[0099]
[0100] 式中：Wl(t)、 和 分别为多元储能设备l在时刻t的储能量、蓄能功率和放能功率； 和 分别表示多元储能设备l的蓄能效率和放能效率； 和 分别为多元储能设备l可储能量的上限值和下限值； 和 分别为多元储能设备l的蓄能功率和放能功率的上限值； 和 分别为表示多元储能设备l在时刻t蓄能和放能的0-1状态变量，二者取1时分别表示多元储能设备l处于蓄能和放能状态，取0时则相反。
[0101] (3)能量枢纽耦合关系模型
[0102] 能量枢纽内部的电、气、热功率平衡可描述为：
[0103] Peh(t)+Pchp(t)+Pd(t)＝Pp2g(t)+Pload(t)，
[0104]
[0105]
[0106] 式中：Peeh(t)和 分别为能量枢纽在时刻t的输入电功率和气功率； 和Pechp(t)分别为P2G装置和CHP机组在时刻t的耗电功率和发电功率；分别为P2G装置、CHP机组、燃气锅炉在时刻t的耗气功率； 和
分别为CHP和燃气锅炉在时刻t的供热功率； 和 分别为储气装置在时刻t
load
的放气和充气功率； 和 分别为储热装置在时刻t的放热和储热功率；Pe (t)、分别为能量枢纽在时刻t的电、气、热负荷；Ped(t)、 分别为能
量枢纽在时刻t的缺供电、气、热负荷。
[0107] 步骤2、以系统规划周期内年综合运行费用最小为目标函数，考虑能源耦合部分约束、电力系统运行约束、天然气系统运行约束和电力系统的N-1安全约束，建立综合能源系统优化配置模型。
[0108] 目标函数
[0109] 综合能源系统的年综合成本最小值包括综合能源系统初始投资等年值成本Cinv、年维护成本Conm、年运行成本Cop和象征可靠性的年能量短缺成本Cens。
[0110] minf1＝Cinv+Conm+Cop+Cens，
[0111] 基于费用年值法，设备初始投资等年值成本可表示为：
[0112] 式中：s表示能量枢纽中的各候选设备，即能量转换设备p和多元储能设备q； 和Ms分别为s的单位容量安装成本与安装容量；r为基准折现率；m为规划期年限。
[0113] 系统年维护成本指由设备损耗、维修和人工巡检所产生的费用，可表示为各设备初始安装容量与单位容量维护成本的乘积：
[0114]
[0115] 式中， 为s的单位容量维护成本。
[0116] 年运行成本主要包括常规火电机组发电成本和气源供气成本：
[0117]
[0118] 式中： 和Wigen分别为第i个常规火电机组的单位发电量成本和年发电量； 和分别为第j个天然气气源的单位供气成本和年供气量。
[0119] 象征可靠性的年能量短缺成本包括综合能源系统年缺电成本、缺气成本和缺热成本：
[0120]
[0121] 式中： 分别为单位电、气、热负荷缺供的能量短缺成本；和 分别为节点i在时刻t缺供的电负荷、气负荷和热负荷。
[0122] 约束条件
[0123] (1)能源耦合部分约束
[0124] 针对图1所示能量枢纽，其部分相关约束除步骤1中所述约束外，能量枢纽中各设备还需满足下式描述的安装容量上下限约束。
[0125]
[0126] 式中： 和 分别为s的安装容量Ms上限和下限；γs为表示s是否安装的0-1变量，取1和0分别表示安装和不安装。
[0127] (2)电力系统运行约束
[0128] 采用直流潮流模型对电力系统进行建模。
[0129] Pij(t)＝Bij(θi(t)-θj(t))(i,j)∈NL，
[0130]
[0131]
[0132] 式中：NL为电力系统中所有支路的集合；Pij(t)为支路ij在时刻t传输的有功功率；θi(t)为节点i在时刻t的电压相角；Bij为支路ij的电纳值；PiG(t)表示位于节点i的发电机组在时刻t的有功出力； 表示支路ij的最大传输功率； 表示位于节点i的能量枢纽在时刻t的输入电功率。
[0133] (3)天然气系统运行约束
[0134] 典型天然气系统结构图如图2所示。
[0135] 步骤3)中，天然气系统运行约束中，
[0136] 天然气系统中位于节点i的气源出力需满足出力上下限约束：
[0137]
[0138] 式中：Fings(t)为时刻t位于节点i的气源的输出天然气流量； 和 分别表示该气源的出力上限和下限；
[0139] 天然气管道传输流量Fnj(t)由管道两端n和j的节点气压以及管道传输系数共同决定，表示为：
[0140]
[0141] 式中：sgn为符号函数；πn(t)和πj(t)分别为节点n和节点j在时刻t的气压；Knj为管道nj的传输系数；其数值与管道的物理特性和气温等因素有关。
[0142] 为弥补天然气在传输过程中由于摩擦阻力等因素所造成的压力损失，天然气网络中配置一定数量的加压站，加压站在维持下游输气压力的同时，也会消耗一定的天然气流量：
[0143]
[0144]
[0145] 式中： 为加压站ζ在时刻t消耗的天然气流量； 为ζ的耗气比；Fij(t)表示天然气管道ij的传输流量。
[0146] 加压站的加压比还需满足如下式所示约束：
[0147]
[0148] 式中， 和 分别表示ζ的加压比的上限和下限；
[0149] 天然气网络节点i的节点流量平衡表示为:
[0150]
[0151] 式中,Fieh(t)表示位于节点i的EH在时刻t消耗的天然气流量；
[0152] Pgas＝HGVF，
[0153] 式中,F和Pgas分别为天然气流量和功率流；HGV为天然气高热值。
[0154] (4)N-1安全约束
[0155] 由于天然气管道大多埋地敷设，受恶劣天气影响小，故障率很低，在天然气系统中一般可不考虑N-1安全准则。这样，本发明仅考虑电力系统的N-1安全约束，即在系统全部支路中任意断开一条的情形下，系统仍可正常运行。以上标ω表示不同的N-1场景，电力系统的支路潮流约束可扩展为：
[0156]
[0157]
[0158]
[0159]
[0160] 式中： 为支路ij在时刻t传输的有功功率； 为节点i在时刻t的电压相角；Bij为支路ij的电纳值； 表示在考虑N-1安全准则时支路ij的运行状态的0-1变量，1表示正常运行，0表示停运；Nω表示N-1场景集；M为给定的正实数；NL为电力系统中所有支路的集合； 表示支路ij的最大传输功率。
[0161] 这里采用一个调度周期内缺供能量和缺供时间作为衡量综合能源系统可靠性的指标，则针对任意给定的N-1场景，能量枢纽的电、气、热负荷的缺供量和缺供时间都应小于所给定的各自上限值。以电负荷为例，这些指标和其需满足的约束可表示为：
[0162]
[0163]
[0164]
[0165] 式中：T为一个调度周期，如果以小时为调度时段其则取值24h； 和 分别为场景ω下节点i在T内的总缺供电量和总缺供时间； 和 分别为给定的节点i所允许的缺供电量和缺供时间上限。
[0166] 所构造的上述优化模型为混合整数非线性规划(Mixed-integer Nonlinear Programming，MINLP)问题。
[0167] 步骤4、对计及N-1安全约束的综合能源系统优化配置模型进行松弛处理，使其转变为混合整数二阶锥规划(mixed-integer second order cone programming,MISOCP)模型，并求解得到优化配置结果；
[0168] 首先，将天然气管道传输约束扩展为：
[0169]
[0170]
[0171]
[0172]
[0173] 式中：χn(t)表示时刻t节点气压πn(t)的平方； 和 分别为节点气压最大值和最小值的平方； 和 是表示天然气流量传输方向的0-1变量；i、n、j均代指天然气系统中的某一节点，因而χj(t)与χn(t)含义相同， 同理；
[0174] 然后进行松弛化处理：
[0175] (1/Knj)2(Fnj(t))2≤υnj(t)，
[0176]
[0177]
[0178]
[0179]
[0180] 式中，υnj(t)为 的松弛变量。
[0181] 为保证松弛后的优化问题的精确性，引入惩罚因子ψ对松弛的约束条件加以限制：
[0182]
[0183] 式中，NGL为天然气管道集合。
[0184] 最后，利用MATLAB环境下的商业求解器YALMIP/GUROBI求解，便可得到各能量枢纽的最优配置方案。
[0186] 为了进一步理解本发明，下面以包含若干能量枢纽的由电力网络和天然气网络通过电转气相连所构成的综合能源系统为例，来解释本发明的实际应用。
[0187] 6节点综合能源系统结构图如附图3和附图4所示，天然系统与电力系统通过能量枢纽相连。其中，EH1、EH2和EH3为待规划的能量枢纽，它们的系统架构均如附图1所示。EH2和EH3的电、气、热负荷分别为EH1对应三类负荷的1.1倍和1.2倍；LD1、LD2和LD3均为常规电负荷，LG1为常规气负荷。电力系统中包括2台常规火电机组、2台集中式
风力发电机组、6个节点和7条支路。天然气系统包括7条输气管道、6个节点、2处气源和1个加压站。
[0188] 为考察电力系统的N-1安全准则对优化配置结果的影响，对不考虑和考虑N-1安全准则这两种场景下的优化配置结果进行比较。
[0189] 1)不考虑N-1安全准则(场景1)的优化配置结果
[0190] 表1展示了场景1的优化配置结果。由表1可知，综合能源系统电负荷由常规火电机组、风电机组和CHP机组共同满足；气源和P2G装置联合供气，且只有EH3内安装了容量为0.96MW的P2G，这是因为节点3处有风电机组，而P2G装置的技术效果主要体现在其能够将富余的
电能转换成天然气，从而促进综合能源系统消纳风电；热负荷由CHP机组、燃气锅炉和储热装置共同满足，且燃气锅炉的容量大小与EH的热负荷大小成正比，即EH3>EH2>EH1；由于EH3处有风电机组，因而EH2的净电负荷最高，故CHP安装容量最大，将部分电能需求转换为天然气需求；各个EH内均安装了一定容量的储气和储热装置，用于平抑风力发电出力
波动，并可作为电力系统的“虚拟储能”以提升其运行灵活性。
[0191] 表1场景1优化配置结果
[0192]
[0193] 2)考虑N-1安全准则(场景2)的优化配置结果
[0194] 表2给出了场景2的优化配置结果，附图5展示了场景1与场景2的对比结果。由附图5可看出，与EH2与EH3相比，EH1处的节点连接度较小，因而在计及N-1安全准则后，EH1内各设备容量均有所增加，以保证该枢纽拥有更高的备用容量。此外，为缓解供电压力以及网络阻塞，整个综合能源系统内CHP的安装总容量增加了0.93MW。由于热负荷总量不变，系统内燃气锅炉安装总容量随之减少了0.58MW。此外，系统中配置的多元储能装置大量增加，这是因为储能设备是IES重要的备用容量资源。在系统出现扰动时，储能装置能够通过其对功率和能量的时间迁移能力，有效缓解甚至消除网络阻塞，保障IES的安全运行。在储气装置和储热装置中，优先选择增加了储气装置的容量，这是因为热负荷与气负荷的供应原料都为天然气，与储热相比，增加储气装置容量更能提升IES供能的灵活性。
[0195] 表2场景2优化配置结果
[0196]
[0197] 3)优化运行结果分析
[0198] 图6至图8分别展示了场景2中无预想事故情形下EH1的电、气、热功率平衡曲线。可以看出，综合能源系统运行状态在夜间负荷低谷期(23:00—6:00)和白天负荷高峰期(7:00—22:00)明显不同。夜间电负荷需求低，此时CHP不出力，EH电负荷主要由与其相连的电力系统提供；在6:00之后，
电力负荷不断升高，CHP机组逐渐增加出力，将部分电能需求转换为天然气需求，以缓解高峰时段电力需求。由于电热耦合关系，热负荷在白天也主要依靠CHP供应，燃气锅炉出力较少。由于风电机组具有反调峰出力特性，所以P2G装置只在夜间启动，与气源联合供气，一部分供给燃气锅炉以供热，另一部分则通过储气装置存储起来，此时燃气锅炉输出的热功率优先满足热负荷，富余热功率则由储热装置存储。
[0199] 总体而言，储气和储热装置主要在气、热负荷低谷时蓄能，在气、热负荷高峰时放能，实现了不同时段的能量转移，在
削峰填谷的同时，提升了系统的供能灵活性。
[0200] 算例结果表明，在IES优化配置中考虑N-1安全准则有利于缓解网络堵塞，提升系统供能灵活性和保障系统安全。
[0201] 上述实施方式已经对本发明的一些细节进行了描述，但是不能理解为对本发明的限制，本领域的技术人员在不脱离本发明的原理和宗旨的情况下在本发明的范围内可以对其进行变化、
修改、替换和变型。
