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一种考虑电转气消纳 风电的电力-天然气耦合系统鲁棒协同调度方法

阅读：171发布：2020-05-08

专利汇可以提供一种考虑电转气消纳风电的电力-天然气耦合系统鲁棒协同调度方法专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本发明涉及一种考虑电转气消纳风电的电力 - 天然气耦合系统鲁棒协同调度方法，建立了考虑风电出力不确定性的电力-天然气耦合系统两阶段鲁棒调度模型。首先，结合风电出力基准预测场景建立电-气耦合系统第一阶段日前调度模型；然后，构建风电出力不确定集下的电-气耦合系统第二阶段实时调度模型；最后，结合主子问题求解框架和列约束生成方法，将上述具有min-max结构的双层优化问题转化为单层优化问题进行求解。本发明可以应用于含电转气装置及风电机组的电力-天然气耦合系统的调度决策制定，有利于提高不确定运行环境下调度方案的有效性和可靠性。，下面是一种考虑电转气消纳风电的电力-天然气耦合系统鲁棒协同调度方法专利的具体信息内容。

权利要求

1.一种考虑电转气消纳风电的电力-天然气耦合系统鲁棒协同调度方法，其特征在于：
包括以下步骤：
步骤S1：建立风电出力基准场景下电力-天然气耦合系统在第一阶段的日前调度目标函数；并分别构造电力系统运行约束、天然气网络运行约束及电力系统和天然气系统的耦合运行约束；
步骤S2：构造风电出力不确定集下电力-天然气耦合系统第二阶段的实时调度目标函数；并分别构造第二阶段的电力、天然气网络运行约束及其耦合约束条件；
步骤S3：结合步骤S1和步骤S2构造的第一阶段和第二阶段调度模型，即构成电力-天然气耦合系统两阶段鲁棒调度模型，利用主子问题求解框架将上述两阶段鲁棒调度模型转化为主问题和子问题；
步骤S4：结合对偶理论和极值点方法，将步骤S3中具max-min形式的双层优化子问题转化为单层线性优化问题，并采用列约束生成方法建立步骤S3中的鲁棒调度模型的迭代求解流程；
步骤S5：在Matlab平台下采用CPLEX求解器利用步骤S4中的迭代求解流程求解步骤S3中的两阶段鲁棒调度模型得出其鲁棒调度方案，用以实现对电力-天然气耦合系统的鲁棒协同调度。
2.根据权利要求1所述的一种考虑电转气消纳风电的电力-天然气耦合系统鲁棒协同调度方法，其特征在于：
所述步骤S1具体包括以下步骤：
步骤S11:建立风电出力基准场景下电力-天然气耦合系统第一阶段的日前调度目标函数如下：
式中，函数f1表示第一阶段运行成本的目标函数；T为调度总时段数；Cfuel为燃料价格；
为机组i的上/下备用容量价格；为电转气设备j的上/下备用容量价格；
为基准场景下机组i在t时段的功率；为基准场景下电转气设备即PtG设备j在t时段的出力；为机组i在t时段提供的上/下备用容量；为PtG设备j在时段t的
上/下备用容量；表示机组i在时段t的开/停机成本；Fi为机组i的发电成本函数；
步骤S12:建立第一阶段电力系统运行约束条件如下：
式中，Pimax和Pimin分别为机组i的出力上、下限；Pjmax为PtG设备j的最大出力；
为机组i至时段t-1的开/停机持续时间；为机组i的最小开/停机持续时间；
为机组i的上/下爬坡速率；为PtG设备j的上/下爬坡速率；i,j,k依次为
与节点h相连的发电机组、PtG设备及风电场编号；为风电场j在时段t的预测出力；为节点h在时段t的注入功率；klh为线路l对节点h的灵敏度因子；flmax为线路l的最大传输功率；
步骤S13:建立第一阶段天然气系统运行约束条件如下：
式中，Qst为气源s时段t的供气流量；Qsmax/Qsmin为气源供气量的上/下限；πet为气网络节点e在时段t的压力；πemax/πemin为气网络节点e的压力上/下限；qmn(t)为t时段流经管道mn的平均流量；Cmn为管道综合系数；Lmn(t)为t时段管道mn的管存；为管道mn在t时段的输入/输出流量；Γc为空压机的压缩系数；Egt为储气装置g在t时段的储气量；为储气装置在t时段的输入/输出流量；Egmax/Egmin为储气装置的最大/最小储气量；Qgmax/Qgmin为储气装置的最大/最小气流量；表示时段t节点e的气负荷；为时段t燃气机组i的耗气量；
步骤S14:建立第一阶段电力系统和天然气系统的耦合运行约束如下：
式中，HHV为天然气高位热值；表示燃气机组的编号集合；τ为能量转换系数；ηPtG为PtG设备的转换效率；表示PtG设备编号集合；为燃气机组i时段t耗气量的上/下限；为PtG设备产气量的上/下限。
3.根据权利要求2所述的一种考虑电转气消纳风电的电力-天然气耦合系统鲁棒协同调度方法，其特征在于：所述步骤S2具体包括以下步骤：
步骤S21:建立风电出力不确定集下电力-天然气耦合系统第二阶段的实时调度目标函数如下：
式中，外层max用来辨识风电实时出力最劣场景；内层min用来寻求最劣风电场景下实时调度成本的最小值；表示风电场k在时段t的实际出力；Cwind和Cload分别为弃风、弃负荷的惩罚成本系数；Nw和Nh分别为风电场个数和负荷节点数；表示t时段风电场k的弃风量；表示t时段负荷节点h的非自愿弃负荷量；为机组i的上/下备用调整价格；
为PtG设备j的上/下备用调整价格；为t时段机组i的上/下调整出力；
为t时段PtG设备j的上/下调整出力；
步骤S22：建立电力-天然气耦合系统第二阶段的电力系统运行约束条件如下：
式中，为节点h在t时段的实际注入功率。
步骤S23：建立电力-天然气耦合系统第二阶段的天然气系统运行约束及电力系统和天然气系统的耦合运行约束，天然气系统基准场景下的待求变量表示如下：
当燃气机组耗气量为 PtG设备产气量为时的极端情况下，天然气系统需满足的运行约束与式(3)相同，电力系统和天然气系统的耦合运行约束与式(4)相同，只需将其中的决策变量Gb替换为如下变量：
同理，当燃气机组耗气量为 PtG设备产气量为的极端情况下，天然气系统需满足的运行约束与式(3)相同，电力系统和天然气系统的耦合运行约束与式(4)相同，只需将其中的决策变量Gb替换为如下变量：
4.根据权利要求1所述的一种考虑电转气消纳风电的电力-天然气耦合系统鲁棒协同调度方法，其特征在于：所述步骤S3具体包括以下步骤：
步骤S31：将电力-天然气耦合系统中电力系统第一阶段决策变量和天然气系统决策变量用向量X表示，电力系统第二阶段决策变量用向量Y表示，则电力-天然气耦合系统的两阶段鲁棒调度模型表示如下：
式中，c、b、d、h为系数向量，A、G、E、M为系数矩阵；
步骤S32：将以上具max-min形式的双层优化模型转化为如下主问题MP和子问题SP：
5.根据权利要求1所述的一种考虑电转气消纳风电的电力-天然气耦合系统鲁棒协同调度方法，其特征在于：所述步骤S4具体包括以下步骤：
步骤S41：结合对偶理论，将式(12)中的子问题SP转化为如下单层优化问题：
式中，μ为对偶问题的决策变量；
步骤S42：结合极值点法，将式(13)目标函数中的双线性项进行转化，将向量中元素和向量μ中元素μd的乘积进行如下转化：
式中，和为辅助连续变量；β0，β+和β-为辅助二元整型变量；M为一足够大的正数；
步骤S43：采用列约束生成方法建立主、子问题的求解流程。
6.根据权利要求5所述的一种考虑电转气消纳风电的电力-天然气耦合系统鲁棒协同调度方法，其特征在于：所述步骤S43具体包括以下步骤：
步骤S431：设置该优化问题的上下界初始值Lb＝-∞，Ub＝+∞；初始迭代次数K＝0；上下界最大间隙为ε；
步骤S432：求解式(11)的主问题MP，得到其最优解为并将优化问
题的上界更新为：
步骤S433：求解式(13)所示子问题SP的对偶问题，其目标函数中X即为步骤S432中得到的求得式(13)的最优解为最优值为更新下界为：
步骤S434：如果Ub-Lb≤ε，则迭代过程终止，所得最优决策结果即为否则添加辅助K+1
变量Y 及其相应的约束条件式(15)至主问题MP，更新迭代次数K＝K+1，返回步骤S432。

说明书全文

一种考虑电转气消纳 风电的电力-天然气耦合系统鲁棒协同

调度方法

技术领域

[0001] 本发明涉及电力-天然气耦合系统协同优化调度技术领域，特别是一种考虑电转气消纳风电的电力-天然气耦合系统鲁棒协同调度方法。

背景技术

[0002] 目前，对于考虑风电不确定性的电力-天然气耦合系统优化调度的理论研究，主要有随机规划方法和区间优化方法。以上两种针对含不确定量优化问题的求解方法均存在其不足之处。随机规划方法需预先获取风电功率的概率分布特性，其合理性难以有效证明，此外，随机规划方法生成大量的风电出力原始场景集，直接进行建模计算的时间成本过高，而采用场景削减法又可能决策风险考虑不足。另一方面，区间优化方法得到以区间数形式表示的调度决策，在实际工程中难以直接进行使用。

发明内容

[0003] 有鉴于此，本发明的目的是提供一种考虑电转气消纳风电的电力-天然气耦合系统鲁棒协同调度方法，构建鲁棒优化模型，利用鲁棒优化模型得出的调度决策可提高不确定运行环境下调度方案的有效性和可靠性。

[0004] 本发明采用以下方案实现：一种考虑电转气消纳风电的电力-天然气耦合系统鲁棒协同调度方法，包括以下步骤：

[0005] 步骤S1：建立风电出力基准场景下电力-天然气耦合系统在第一阶段的日前调度目标函数；并分别构造电力系统运行约束、天然气网络运行约束及电力系统和天然气系统的耦合运行约束；

[0006] 步骤S2：构造风电出力不确定集下电力-天然气耦合系统第二阶段的实时调度目标函数；并分别构造第二阶段的电力、天然气网络运行约束及其耦合约束条件；

[0007] 步骤S3：结合步骤S1和步骤S2构造的第一阶段和第二阶段调度模型，即构成电力-天然气耦合系统两阶段鲁棒调度模型，利用主子问题求解框架将两阶段鲁棒调度模型转化为主问题和子问题；

[0008] 步骤S4：结合对偶理论和极值点方法，将步骤S3中具max-min形式的双层优化子问题转化为单层线性优化问题，并采用列约束生成方法建立步骤S3中的鲁棒调度模型的迭代求解流程；

[0009] 步骤S5：在Matlab平台下采用CPLEX求解器利用步骤S4中的迭代求解流程求解步骤S3中的两阶段鲁棒调度模型得出其鲁棒调度方案，用以实现对电力-天然气耦合系统的鲁棒协同调度。

[0010] 进一步地，所述步骤S1具体包括以下步骤：

[0011] 步骤S11:建立风电出力基准场景下电力-天然气耦合系统第一阶段的日前调度目标函数如下：

[0012]

[0013] 式中，函数f1表示第一阶段运行成本的目标函数；T为调度总时段数；Cfuel为燃料价格；为机组i的上/下备用容量价格；为电转气(Powertogas,PtG)设备j的上/下备用容量价格；为基准场景下机组i在t时段的功率；为基准场景下电转气设备即PtG设备j在t时段的出力；为机组i在t时段提供的上/下备用容量；
为PtG设备j在时段t的上/下备用容量；表示机组i在时段t的开/停机成本；Fi为机组i的发电成本函数；

[0014] 步骤S12:建立第一阶段电力系统运行约束条件如下：

[0015]

[0016] 式中，Pimax和Pimin分别为机组i的出力上、下限；Pjmax为PtG设备j的最大出力；为机组i至时段t-1的开/停机持续时间；为机组i的最小开/停机持续时间；
为机组i的上/下爬坡速率；为PtG设备j的上/下爬坡速率；i,j,k依次为
与节点h相连的发电机组、PtG设备及风电场编号；为风电场j在时段t的预测出力；为节点h在时段t的注入功率；klh为线路l对节点h的灵敏度因子；flmax为线路l的最大传输功率；

[0017] 步骤S13:建立第一阶段天然气系统运行约束条件如下：

[0018]

[0019] 式中，Qst为气源s时段t的供气流量；Qsmax/Qsmin为气源供气量的上/下限；πet为气网络节点e在时段t的压力；πemax/πemin为气网络节点e的压力上/下限；qmn(t)为t时段流经管道mn的平均流量；Cmn为管道综合系数；Lmn(t)为t时段管道mn的管存；为管道mn在t时段的输入/输出流量；Γc为空压机的压缩系数；Egt为储气装置g在t时段的储气量；为储气装置在t时段的输入/输出流量；Egmax/Egmin为储气装置的最大/最小储气量；Qgmax/Qgmin为储气装置的最大/最小气流量；表示时段t节点e的气负荷；为时段t燃气机组i的耗气量；

[0020] 步骤S14:建立第一阶段电力系统和天然气系统的耦合运行约束如下：

[0021]

[0022] 式中，HHV为天然气高位热值；表示燃气机组的编号集合；τ为能量转换系数；ηPtG为PtG设备的转换效率；表示PtG设备编号集合；为燃气机组i时段t耗气量的上/下限；为PtG设备产气量的上/下限。

[0023] 进一步地，所述步骤S2具体包括以下步骤：

[0024] 步骤S21:建立风电出力不确定集下电力-天然气耦合系统第二阶段的实时调度目标函数如下：

[0025]

[0026] 式中，外层max用来辨识风电实时出力最劣场景；内层min用来寻求最劣风电场景下实时调度成本的最小值；表示风电场k在时段t的实际出力；Cwind和Cload分别为弃风、弃负荷的惩罚成本系数；Nw和Nh分别为风电场个数和负荷节点数；表示t时段风电场k的弃风量；表示t时段负荷节点h的非自愿弃负荷量；为机组i的上/下备用调整价格；为PtG设备j的上/下备用调整价格；为t时段机组i的上/下调整出力；
为t时段PtG设备j的上/下调整出力；

[0027] 步骤S22：建立电力-天然气耦合系统第二阶段的电力系统运行约束条件如下：

[0028]

[0029] 式中，为节点h在t时段的实际注入功率。

[0030] 步骤S23：建立电力-天然气耦合系统第二阶段的天然气系统运行约束及电力系统和天然气系统的耦合运行约束，天然气系统基准场景下的待求变量表示如下：

[0031]

[0032] 当燃气机组耗气量为 PtG设备产气量为时的极端情况下，天然气系统需满足的运行约束与式(3)相同，电力系统和天然气系统的耦合运行约束与式(4)相同，只需将其中的决策变量Gb替换为如下变量：

[0033]

[0034] 同理，当燃气机组耗气量为 PtG设备产气量为的极端情况下，天然气系统需满足的运行约束与式(3)相同，电力系统和天然气系统的耦合运行约束与式(4)相同，只需将其中的决策变量Gb替换为如下变量：

[0035]

[0036] 进一步地，所述步骤S3具体包括以下步骤：

[0037] 步骤S31：将电力-天然气耦合系统中电力系统第一阶段决策变量和天然气系统决策变量用向量X表示，电力系统第二阶段决策变量用向量Y表示，则电力-天然气耦合系统的两阶段鲁棒调度模型表示如下：

[0038]

[0039] 式中，c、b、d、h为系数向量，A、G、E、M为系数矩阵；

[0040] 步骤S32：将以上具max-min形式的双层优化模型转化为如下主问题MP和子问题SP：

[0041]

[0042]

[0043] 进一步地，所述步骤S4具体包括以下步骤：

[0044] 步骤S41：结合对偶理论，将式(12)中的子问题SP转化为如下单层优化问题：

[0045]

[0046] 式中，μ为对偶问题的决策变量；

[0047] 步骤S42：结合极值点法，将式(13)目标函数中的双线性项进行转化，将向量中元素和向量μ中元素μd的乘积进行如下转化：

[0048]

[0049] 式中，和为辅助连续变量；β0，β+和β-为辅助二元整型变量；M为一足够大的正数；

[0050] 步骤S43：采用列约束生成方法建立主、子问题的求解流程。

[0051] 进一步地，所述步骤S43具体包括以下步骤：

[0052] 步骤S431：设置该优化问题的上下界初始值Lb＝-∞，Ub＝+∞；初始迭代次数K＝0；上下界最大间隙为ε；

[0053] 步骤S432：求解式(11)的主问题MP，得到其最优解为并将优化问题的上界更新为：

[0054] 步骤S433：求解式(13)所示子问题SP的对偶问题，其目标函数中X即为步骤S432中得到的求得式(13)的最优解为最优值为更新下界为：

[0055] 步骤S434：如果Ub-Lb≤ε，则迭代过程终止，所得最优决策结果即为否则添加辅助变量YK+1及其相应的约束条件式(15)至主问题MP，更新迭代次数K＝K+1，返回步骤S432。

[0056]

[0057] 与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

[0058] 本发明采用电转气技术和燃气轮机作为耦合元件促进了电力系统和天然气系统间的能量双向流动和深度耦合，为可再生能源的消纳提供了新的途径，以此为基础建立电力-天然气耦合系统的两阶段鲁棒调度模型有利于提高调度决策的有效性和可靠性。附图说明

[0059] 图1为本发明实施例的流程图。

[0060] 图2为本发明实施例的考虑气网运行约束的机组备用容量配置图。

[0061] 图3为本发明实施例的考虑气网运行约束和电转气的机组备用容量配置图。

具体实施方式

[0062] 下面结合附图及实施例对本发明做进一步说明。

[0063] 应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本申请提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

[0064] 需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。

[0065] 如图1所示，本实施例提供一种考虑电转气消纳风电的电力-天然气耦合系统鲁棒协同调度方法，包括以下步骤：

[0066] 步骤S1：建立风电出力基准场景下电力-天然气耦合系统在第一阶段的日前调度目标函数；并分别构造电力系统运行约束、天然气网络运行约束及电力系统和天然气系统的耦合运行约束；

[0067] 步骤S2：构造风电出力不确定集下电力-天然气耦合系统第二阶段的实时调度目标函数；并分别构造第二阶段的电力、天然气网络运行约束及其耦合约束条件；

[0068] 步骤S3：结合步骤S1和步骤S2构造的第一阶段和第二阶段调度模型，即构成电力-天然气耦合系统两阶段鲁棒调度模型，利用主子问题求解框架将两阶段鲁棒调度模型转化为主问题和子问题；

[0069] 步骤S4：结合对偶理论和极值点方法，将步骤S3中具max-min形式的双层优化子问题转化为单层线性优化问题，并采用列约束生成方法建立步骤S3中的鲁棒调度模型的迭代求解流程；

[0070] 步骤S5：在Matlab平台下采用CPLEX求解器利用步骤S4中的迭代求解流程求解步骤S3中的两阶段鲁棒调度模型得出其鲁棒调度方案，用以实现对电力-天然气耦合系统的鲁棒协同调度。

[0071] 在本实施例中，所述步骤S1具体包括以下步骤：

[0072] 步骤S11:建立风电出力基准场景下电力-天然气耦合系统第一阶段的日前调度目标函数如下：

[0073]

[0074] 式中，函数f1表示第一阶段运行成本的目标函数；T为调度总时段数；Cfuel为燃料价格；为机组i的上/下备用容量价格；为电转气(Powertogas,PtG)设备j的上/下备用容量价格；为基准场景下机组i在t时段的功率；为基准场景下电转气设备即PtG设备j在t时段的出力；为机组i在t时段提供的上/下备用容量；
为PtG设备j在时段t的上/下备用容量；表示机组i在时段t的开/停机成本；Fi为机组i的发电成本函数；

[0075] 步骤S12:建立第一阶段电力系统运行约束条件如下：

[0076]

[0077] 式中，Pimax和Pimin分别为机组i的出力上、下限；Pjmax为PtG设备j的最大出力；为机组i至时段t-1的开/停机持续时间；为机组i的最小开/停机持续时间；
为机组i的上/下爬坡速率；为PtG设备j的上/下爬坡速率；i,j,k依次为与节点h相连的发电机组、PtG设备及风电场编号；为风电场j在时段t的预测出力；为节点h在时段t的注入功率；klh为线路l对节点h的灵敏度因子；flmax为线路l的最大传输功率；

[0078] 步骤S13:建立第一阶段天然气系统运行约束条件如下：

[0079]

[0080] 式中，Qst为气源s时段t的供气流量；Qsmax/Qsmin为气源供气量的上/下限；πet为气网络节点e在时段t的压力；πemax/πemin为气网络节点e的压力上/下限；qmn(t)为t时段流经管道mn的平均流量；Cmn为管道综合系数；Lmn(t)为t时段管道mn的管存；为管道mn在t时段的输入/输出流量；Γc为空压机的压缩系数；Egt为储气装置g在t时段的储气量；为储气装置在t时段的输入/输出流量；Egmax/Egmin为储气装置的最大/最小储气量；Qgmax/Qgmin为储气装置的最大/最小气流量；表示时段t节点e的气负荷；为时段t燃气机组i的耗气量；

[0081] 步骤S14:建立第一阶段电力系统和天然气系统的耦合运行约束如下：

[0082]

[0083] 式中，HHV为天然气高位热值；表示燃气机组的编号集合；τ为能量转换系数；ηPtG为PtG设备的转换效率；表示PtG设备编号集合；为燃气机组i时段t耗气量的上/下限；为PtG设备产气量的上/下限。

[0084] 在本实施例中，所述步骤S2具体包括以下步骤：

[0085] 步骤S21:建立风电出力不确定集下电力-天然气耦合系统第二阶段的实时调度目标函数如下：

[0086]

[0087] 式中，外层max用来辨识风电实时出力最劣场景；内层min用来寻求最劣风电场景wind load下实时调度成本的最小值；表示风电场k在时段t的实际出力；C 和C 分别为弃风、弃负荷的惩罚成本系数；Nw和Nh分别为风电场个数和负荷节点数；表示t时段风电场k的弃风量；
表示t时段负荷节点h的非自愿弃负荷量；为机组i的上/下备用调整价格；
为PtG设备j的上/下备用调整价格；为t时段机组i的上/下调整出力；为t时段PtG设备j的上/下调整出力；

[0088] 步骤S22：建立电力-天然气耦合系统第二阶段的电力系统运行约束条件如下：

[0089]

[0090] 式中，为节点h在t时段的实际注入功率。

[0091] 步骤S23：建立电力-天然气耦合系统第二阶段的天然气系统运行约束及电力系统和天然气系统的耦合运行约束，天然气系统基准场景下的待求变量表示如下：

[0092]

[0093] 当燃气机组耗气量为 PtG设备产气量为时的极端情况下，天然气系统需满足的运行约束与式(3)相同，电力系统和天然气系统的耦合运行约束与式(4)相同，只需将其中的决策变量Gb替换为如下变量：

[0094]

[0095] 同理，当燃气机组耗气量为 PtG设备产气量为的极端情况下，天然气系统需满足的运行约束与式(3)相同，电力系统和天然气系统的耦合运行约束与式(4)相同，只需将其中的决策变量Gb替换为如下变量：

[0096]

[0097] 在本实施例中，所述步骤S3具体包括以下步骤：

[0098] 步骤S31：将电力-天然气耦合系统中电力系统第一阶段决策变量和天然气系统决策变量用向量X表示，电力系统第二阶段决策变量用向量Y表示，则电力-天然气耦合系统的两阶段鲁棒调度模型表示如下：

[0099]

[0100] 式中，c、b、d、h为系数向量，A、G、E、M为系数矩阵；

[0101] 步骤S32：将以上具max-min形式的双层优化模型转化为如下主问题MP和子问题SP：

[0102]

[0103]

[0104] 在本实施例中，所述步骤S4具体包括以下步骤：

[0105] 步骤S41：结合对偶理论，将式(12)中的子问题SP转化为如下单层优化问题：

[0106]

[0107] 式中，μ为对偶问题的决策变量；

[0108] 步骤S42：结合极值点法，将式(13)目标函数中的双线性项进行转化，将向量中元素和向量μ中元素μd的乘积进行如下转化：

[0109]

[0110] 式中，和为辅助连续变量；β0，β+和β-为辅助二元整型变量；M为一足够大的正数；

[0111] 步骤S43：采用列约束生成方法建立主、子问题的求解流程。

[0112] 在本实施例中，所述步骤S43具体包括以下步骤：

[0113] 步骤S431：设置该优化问题的上下界初始值Lb＝-∞，Ub＝+∞；初始迭代次数K＝0；上下界最大间隙为ε；

[0114] 步骤S432：求解式(11)的主问题MP，得到其最优解为并将优化问题的上界更新为：

[0115] 步骤S433：求解式(13)所示子问题SP的对偶问题，其目标函数中X即为步骤S432中得到的求得式(13)的最优解为最优值为更新下界为：

[0116] 步骤S434：如果Ub-Lb≤ε，则迭代过程终止，所得最优决策结果即为否则添加K+1辅助变量Y 及其相应的约束条件式(15)至主问题MP，更新迭代次数K＝K+1，返回步骤S432。

[0117]

[0118] 较佳的，在本实施例中，由以上推导，可将两阶段鲁棒优化问题转化为单层混合整数线性规划问题，采用CPLEX求解器进行求解。

[0119] 较佳的，本实施例建立的电力-天然气耦合系统鲁棒优化协同调度模型有利于提高调度决策的有效性和可靠性。

[0120] 较佳的，本实施例在MATLAB环境下进行测试算例仿真，利用CPLEX求解器进行模型求解。其建模求解流程见图1。

[0121] 本实施例的两阶段鲁棒模型以电力系统预调度阶段及再调度阶段运行成本之和最小为目标函数，包含了电力系统运行约束、天然气系统运行约束以及上述系统的耦合运行约束条件。

[0122] 根据本实施例的一个具体示例，将该两阶段鲁棒优化方法应用于改进的IEEE-24节点电力系统和12节点的天然气系统进行验证，其中G1-G3为燃气机组，G4-G10为火电机组，节点19接入风电机组。

[0123] 在本实施例中，构建如下三种调度情景：

[0124] 情景1：不考虑气网运行约束的电力系统二阶段鲁棒调度；

[0125] 情景2：考虑气网运行约束的电气耦合系统二阶段鲁棒调度；

[0126] 情景3：考虑气网运行约束和PtG技术的电气耦合系统二阶段鲁棒调度。

[0127] 其仿真结果如表1所示：

[0128] 表1不同调度情景的仿真结果

[0129]

[0130]

[0131] 分析表1中得到的不同方法得到的仿真结果可以看出：计及气网运行约束的情景2在第一阶段和第二阶段的运行成本与情景1相比均有所增大，而情景3中接入PtG设备后，其鲁棒调度决策的总运行成本与情景2相比有显著降低。证明了本实施例所提出考虑电转气技术后的电力-天然气耦合系统协同调度能够获取性能更优越的调度决策。

[0132] 图2为情景2考虑气网运行约束的鲁棒调度决策下机组上下备用容量配置，图3为情景3考虑气网运行约束和电转气的鲁棒调度决策下机组上下备用容量配置。结合图2和图3可看出，采用电转气技术后PtG设备能提供尽可能多的下备用容量，减小了机组所需提供的备用容量配置，从而内获取更加优越的调度方案。

[0133] 本实施例实现的主要过程包括两阶段电力-天然气耦合系统鲁棒协同调度模型的建立以及该模型的转化和求解方法。

[0134] 本实施例建立了以基准预测场景下电力-天然气耦合系统日前运行成本为目标函数的第一阶段数学模型以及风电不确定集下耦合系统实时运行成本为目标函数的第二阶段数学模型，以两阶段总体运行成本最小为目标对含电-气耦合系统进行优化调度。

[0135] 在模型转化求解方面，本实施例结合对偶理论，极值点法以及列约束生成方法式，将含不确定量的双层优化问题转化为单层优化问题进行求解，以寻找风电出力最劣场景下电力-天然气耦合系统的最优决策方案。

[0136] 以上所述仅为本发明的较佳实施例，凡依本发明申请专利范围所做的均等变化与修饰，皆应属本发明的涵盖范围。

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