一种面向乡村电-气耦合系统的动态主动保护方法与流程

本发明涉及配电网系统，特别涉及一种面向乡村电-气耦合系统的动态主动保护方法。

背景技术：

1、乡村能源系统随着分布式光伏、储能、燃气热电联产设备和可调负荷的广泛接入，逐渐呈现多源供能和电-气协同运行的形态。其中，燃气热电联产设备、燃气轮机等燃气类电源既承担本地电力支撑功能，又依赖天然气网络提供稳定燃料，其可用出力受到电网侧运行约束和气网侧供气状态的共同影响。现有乡村智慧能源系统的运行控制方法，通常以配电网侧电气量测数据为主要判断依据，当监测到节点电压越限、系统功率缺额或设备保护动作等异常状态后，通过调整分布式电源出力、调用储能系统充放电、增加上级电网供电功率或削减部分负荷等方式，对系统运行状态进行校正，以恢复功率平衡和电压稳定。

2、天然气网络中压力变化和管道存气释放具有一定的时间过程，气网侧供气异常发生后，燃气类电源入口压力通常不会瞬时跌落至低压保护阈值，而是随管道存气消耗逐步下降。现有方法将燃气类电源视为普通可调电源，未引入气网侧压力状态和管道供气支撑能力的感知手段，难以在入口压力下降过程中提前识别燃气类电源即将受限或退出的风险，只能在燃气类电源因入口压力跌破保护阈值而退出运行、配电网侧已出现功率缺额或电压越限之后再进行补偿处置，导致补偿资源爬坡时间不足、电压越限或负荷失供等次生问题。因此，现有技术存在对气网侧异常引发的电网侧风险响应滞后的问题。

技术实现思路

1、本发明提供了一种面向乡村电-气耦合系统的动态主动保护方法，用于解决存在对气网侧异常引发的电网侧风险响应滞后的问题。

2、本发明提供了一种面向乡村电-气耦合系统的动态主动保护方法，包括：

3、利用获取的配电网侧与天然气网侧的运行数据，建立反映燃气类电源电出力与耗气量对应关系的电-气耦合模型；

4、基于所述电-气耦合模型和天然气管网拓扑，构建用于描述供气异常下节点压力动态变化过程的气网动态模型；

5、当监测到供气异常事件后，通过所述气网动态模型预测受影响燃气类电源入口压力的时序变化，生成压力预测序列；

6、根据所述压力预测序列，计算燃气类电源在当前出力下入口压力降至保护阈值的可支撑运行时长；

7、以所述可支撑运行时长和燃气类电源的调节能力为约束，生成在触发低压保护前可执行的主动降出力曲线及动态退出时限，并在执行中根据最新预测状态进行滚动修正；

8、在所述动态退出时限内，以所述主动降出力曲线确定的功率缺口为补偿目标，建立多资源接续补偿模型，所述多资源接续补偿模型用于协调配电网侧可调资源进行功率接续；

9、根据所述多资源接续补偿模型的求解结果，输出各补偿资源的出力计划，并执行对应的调控动作。

10、更进一步地，所述建立反映燃气类电源电出力与耗气量对应关系的电-气耦合模型，包括：

11、确定参与动态主动保护的燃气类电源集合，分别标识集合中每一台燃气类电源在配电网中的并网节点和在天然气网中的供气节点；

12、采集所述燃气类电源在当前控制时刻的电出力值和运行状态指示，并获取所述燃气类电源对应的单位电出力耗气系数、获取燃气类电源对应的单位电出力耗气系数以及维持运行所需的基础耗气量；

13、以采集的电出力值为变量，以所述耗气系数为比例因子，以所述基础耗气量为偏置量，建立耗气量关于电出力和运行状态的线性关系。

14、更进一步地，所述构建用于描述供气异常下节点压力动态变化过程的气网动态模型，包括：

15、根据天然气网中管道的运行状态，确定供气异常后可参与输气的可运行管道集合；

16、对所述可运行管道集合中的每一条管道，沿管道长度方向进行离散化处理，划分为若干管段，并在相邻离散点之间建立压力与质量流量的递推关系；

17、将燃气类电源接入的供气节点作为边界节点，以所述电-气耦合模型中对应燃气类电源的耗气量确定所述边界节点的外部质量流量边界，形成气网动态模型。

18、更进一步地，所述当监测到供气异常事件后，通过所述气网动态模型预测受影响燃气类电源入口压力的时序变化，生成压力预测序列，包括：

19、将监测到的供气异常事件所关联的燃气类电源供气节点确定为预测对象，以当前时刻采集的所述供气节点的入口压力值作为初始状态，输入所述气网动态模型。根据供气异常事件对应的故障管段、阀门状态、气源状态以及故障后天然气网拓扑连通关系，确定受供气异常影响的燃气类电源供气节点；

20、在设定的预测时域内，驱动所述气网动态模型以控制步长为间隔逐时刻进行迭代计算，输出各离散时刻所述供气节点的入口压力预测值；

21、将所述各离散时刻的入口压力预测值按时间顺序排列，得到压力预测序列。

22、更进一步地，所述根据所述压力预测序列，计算燃气类电源在当前出力下入口压力降至保护阈值的可支撑运行时长，包括：

23、从所述压力预测序列中，以当前时刻为起点，按时间顺序逐一提取各离散时刻对应的入口压力预测值；

24、将提取的每一入口压力预测值与预设的低压保护阈值进行比较，确定首个入口压力预测值小于或等于低压保护阈值的离散时刻；

25、计算该离散时刻与当前时刻之间的时间差，得到可支撑运行时长；若所述压力预测序列中所有离散时刻的入口压力预测值均高于所述低压保护阈值，则将所述可支撑运行时长取为预设的最大剩余支撑时长。

26、更进一步地，所述以所述可支撑运行时长和燃气类电源的调节能力为约束，生成在触发低压保护前可执行的主动降出力曲线及动态退出时限，包括：

27、获取燃气类电源的当前出力值、最小稳定出力值和最大允许降出力速率，计算燃气类电源由当前出力降至最小稳定出力所需的最短物理退出时间；

28、将所述可支撑运行时长与所述最短物理退出时间进行比较，取两者中的较小值作为初始动态退出时限；

29、在所述初始动态退出时限内，以所述最小稳定出力为降出力终点，以所述最大允许降出力速率为约束，生成燃气类电源的主动降出力曲线。

30、更进一步地，所述在执行中根据最新预测状态进行滚动修正，包括：

31、在所述动态退出时限内选取中间评估时刻，到达所述中间评估时刻时，根据当前最新的燃气类电源出力和供气节点压力状态，重新计算剩余可支撑运行时长；

32、根据重新计算的剩余可支撑运行时长与当前动态退出时限剩余时间的比较结果，对所述动态退出时限和所述主动降出力曲线进行更新，直至满足预设的修正停止条件时，得到最终的动态退出时限和主动降出力曲线。

33、更进一步地，所述多资源接续补偿模型以最小化综合运行代价为目标函数，表达式为：

34、

35、其中：为综合运营代价，为动态退出时限内的控制时刻总数，为控制时刻编号，为上级电网在第个控制时刻的支撑功率，为分布式可调电源在第个控制时刻的出力，为可再生能源在第个控制时刻的出力，为储能系统在第个控制时刻的放电功率，为第个控制时刻的负荷削减量，至分别为上级电网购电、分布式可调电源调用、可再生能源调用、储能放电和负荷削减对应的单位代价系数，为以小时计的控制步长；其中，负荷削减代价系数大于其余各代价系数。

36、更进一步地，所述多资源接续补偿模型包括功率平衡约束、资源容量与爬坡约束以及储能运行约束。

37、更进一步地，所述根据所述多资源接续补偿模型的求解结果，输出各补偿资源的出力计划，并执行对应的调控动作，包括：

38、从所述多资源接续补偿模型的求解结果中，提取各控制时刻上级电网支撑功率、分布式可调电源出力、可再生能源出力以及储能充放电功率的优化值；

39、将所述提取的优化值按控制时刻顺序排列，生成各补偿资源在所述动态退出时限内的出力计划；

40、根据所述出力计划向各补偿资源对应的控制终端发送调控指令，执行功率接续补偿动作。

41、从以上技术方案可以看出，本发明具有以下优点：

42、本发明通过利用配电网侧与天然气网侧的运行数据建立电-气耦合模型，并基于该模型和天然气管网拓扑构建气网动态模型；当监测到供气异常事件后，通过气网动态模型预测受影响燃气类电源入口压力的时序变化并生成压力预测序列，进而计算可支撑运行时长；以可支撑运行时长和燃气类电源调节能力为约束，生成在低压保护触发前可执行的主动降出力曲线及动态退出时限并滚动修正；在动态退出时限内建立多资源接续补偿模型，协调配电网侧可调资源对功率缺口进行接续补偿，最终输出各补偿资源的出力计划并执行调控动作。与现有方法在电网侧功率缺额或电压越限发生后才进行补偿处置不同，本发明利用天然气网压力传播的物理时滞，在气网侧供气异常发生后、燃气类电源入口压力跌破保护阈值之前，提前识别受限风险并主动执行降出力和多资源协同补偿，将气网侧故障向电网侧传导的风险抑制在演化过程中，避免了燃气类电源被动跳机造成的功率突变冲击。同时，通过多资源接续补偿模型协调上级电网、分布式电源、可再生能源及储能系统进行有序功率接续，保证补偿过程中的线路潮流和节点电压安全。由此，有效提高了乡村电-气耦合系统对气网侧异常引发电网侧风险的响应速度以及主动防护能力。