本发明公开了一种电‑气能源系统的灾后恢复方法、装置及存储介质，其中方法包括：以电‑气能源系统运行的失负荷最小为优化调度目标建立目标函数，电‑气能源系统包括电力系统和天然气系统；构建天然气系统约束条件、电力系统约束条件和电‑气系统耦合约束条件；根据目标函数和天然气约束条件、电力系统约束条件和电‑气系统耦合约束条件构建灾后恢复数学模型；对灾后恢复数学模型进行非线性约束线性化，并对非线性约束线性化后的数学模型进行仿真分析，得到电‑气能源系统在灾后预设时间段内的负荷损失最小的优化调度策略。本发明能够有效提高能源系统整体的恢复效率。
1.一种电‑气能源系统的灾后恢复方法，其特征在于，包括：以电‑气能源系统运行的失负荷最小为优化调度目标建立目标函数，所述电‑气能源系统包括电力系统和天然气系统；
构建天然气系统约束条件、电力系统约束条件和电‑气系统耦合约束条件；所述电力系统约束条件包括：电力系统功率平衡约束、线路潮流约束、电负荷损失约束、分布式发电设备约束和移动储能装置充放电约束；所述电‑气系统耦合约束条件包括：燃气轮机约束、电转气设备约束和电‑气功率转换约束；
其中， 和 分别为节点 允许接入的燃气轮机的最大有功功率和最大无功功率； 是1/0变量表示 时刻节点 是/否接入燃气轮机； 为能源系统中的燃气轮机集合；
其中， 为天然气系统节点 允许接入的电转气装置最大功率， 为P2G装置向天然气系统节点 输入的气功率， 为能源系统中的P2G装置集合， 为气网中允许接入P2G装置的节点， 为1/0变量，表示天然气系统中节点 是否有连接P2G装置，为1/0变量，表示电力系统中节点 是否有连接P2G装置；
其中， 为电功率转气功率的转换效率和 为气功率转电功率的转换效率；
其中， 表示时刻从节点 流向节点 的有功功率、 表示 时刻从节点 流向节点的有功功率； 表示 时刻节点 的燃气轮机输出有功功率； 为时刻移动储能装置注入节点的有功功率； 为 时刻点的负荷有功功率大小； 为电转气装置在时刻节点消耗配电系统有功功率大小；L为电力系统的负荷节点集合， 表示 时刻从节点流向节点 的无功功率、 表示 时刻从节点 流向节点 的无功功率； 表示 时刻表示分布式发电设备在节点的输出无功功率； 表示时刻表示分布式发电设备在节点 的输出无功功率； 表示时刻节点的无功负荷；
其中， 表示线路的状态，由0/1表示线路是/否断开； 为线路所能承受最大有功功率， 为线路所能承受最大无功功率；
其中， 为时刻节点 分布式电源发出的有功功率， 为 时刻节点 分布式电源发出的无功功率； 为其出力上限； 为 时刻功率因数； 和 分别为其下限和上限；对于纯有功电源，有 = =1；对于恒功率因数电源，有 == ；对于变功率因数电源，功率因数在 之间连续变化；
其中， 表示配电网中存在充电站的节点集合，表示移动储能装置的数量集；
表示移动储能装置 的最大充电/放电功率； 表示移动储能装置在时刻的充电/放电功率； 均为二进制变量，若移动储能装置 在时刻 正在充电/放电，则为1，否则为0； 为1/0变量，表示 时刻移动储能装置 是/否连接到电力系统节点上；
其中， 表示允许连接到充电站节点 的移动储能装置数量， 表示移动储能装置从节点 移动到节点 的旅行时间；
根据所述目标函数和所述天然气系统约束条件、所述电力系统约束条件和所述电‑气系统耦合约束条件构建灾后恢复数学模型；
对所述灾后恢复数学模型进行非线性约束线性化，并对非线性约束线性化后的数学模型进行仿真分析，得到所述电‑气能源系统在灾后预设时间段内的负荷损失最小的优化调度策略。
2.如权利要求1所述的电‑气能源系统的灾后恢复方法，其特征在于，所述以电‑气能源系统运行的失负荷最小为优化调度目标建立目标函数，包括：根据电气系统的失电负荷量、所述电气系统的负荷节点集合、所述天然气系统的失气负荷量和所述天然气系统的负荷节点集合，构建目标函数：其中， 为电‑气能源系统的总负荷损失；L为电力系统的负荷节点集合，K天然气系统的负荷节点集合， 为在时刻电力系统中节点 的失电负荷量， 为在 时刻天然气系统中节点 的失气负荷量。
3.如权利要求1所述的电‑气能源系统的灾后恢复方法，其特征在，所述天然气系统约束条件包括气源流量约束、天然气节点流量平衡约束、天然气管道流量约束、失气负荷约束和储气设施模型约束；
其中， 为天然气从气源放出的流量； 为天然气从气源所放出的上限流量； 为天然气从气源所放出的下限流量；
其中， 为天然气管道 的流量； 为天然气管道上游的流量； 为天然气管道下游的流量； 为天然气管道 处对应节点 的天然气负荷； 为天然气管道 对应节点处输入的电转气功率； 为天然气管道 对应节点处燃气轮机消耗的气功率；
所述天然气管道流量约束包括含压缩机的天然气管道流量约束和不含压缩机的天然气管道流量约束；
假设天然气在管道 中，从 端流向 端，所述含压缩机的天然气管道流量为：所述不含压缩机的天然气管道约束为：
其中， 为天然气管道 端的压力； 为天然气管道 端的压力； 为压缩机的压缩比系数； 为天然气管道 的天然气最大流量； 为天然气管道 的二进制状态，由0/1表示管道是/否损坏； 为天然气流量和压力之间的关系；
其中， 为储气设施在 时刻的剩余气量； 为储气设施最大容量； 为管储气设施最小容量； 为时刻的输入气流量； 为时刻的输出流量；表示单位时间。
4.一种电‑气能源系统的灾后恢复装置，其特征在于，包括：目标函数构建模块，用于以电‑气能源系统运行的失负荷最小为优化调度目标建立目标函数，所述电‑气能源系统包括电力系统和天然气系统；
约束条件构建模块，用于构建天然气系统约束条件、电力系统约束条件和电‑气系统耦合约束条件；所述电力系统约束条件包括：电力系统功率平衡约束、线路潮流约束、电负荷损失约束、分布式发电设备约束和移动储能装置充放电约束；所述电‑气系统耦合约束条件包括：燃气轮机约束、电转气设备约束和电‑气功率转换约束；
其中， 和 分别为节点 允许接入的燃气轮机的最大有功功率和最大无功功率； 是1/0变量表示 时刻节点 是/否接入燃气轮机； 为能源系统中的燃气轮机集合；
的电转气装置最大功率， 为P2G装置向天然气系统节点 输入的气功率， 为能源系统中的P2G装置集合， 为气网中允许接入P2G装置的节点， 为1/0变量，表示天然气系统中节点 是否有连接P2G装置， 为1/0变量，表示电力系统中节点是否有连接P2G装置；
其中， 为电功率转气功率的转换效率和 为气功率转电功率的转换效率；
数学模型构建模块，用于根据所述目标函数和所述天然气系统约束条件、所述电力系统约束条件和所述电‑气系统耦合约束条件构建灾后恢复数学模型；
数学模型仿真分析模块，用于对所述灾后恢复数学模型进行非线性约束线性化，并对非线性约束线性化后的数学模型进行仿真分析，得到所述电‑气能源系统在灾后预设时间段内的负荷损失最小的优化调度策略。
5.如权利要求4所述的电‑气能源系统的灾后恢复装置，所述以电‑气能源系统运行的失负荷最小为优化调度目标建立目标函数，包括：根据电气系统的失电负荷量、所述电气系统的负荷节点集合、所述天然气系统的失气负荷量和所述天然气系统的负荷节点集合，构建目标函数：其中， 为电‑气能源系统的总负荷损失；L为电力系统的负荷节点集合，K天然气系统的负荷节点集合， 为在时刻电力系统中节点的失电负荷量， 为在时刻天然气系统中节点 的失气负荷量。
6.如权利要求4所述的电‑气能源系统的灾后恢复装置，其特征在，所述天然气系统约束条件包括气源流量约束、天然气节点流量平衡约束、天然气管道流量约束、失气负荷约束和储气设施模型约束；
其中， 为天然气从气源放出的流量； 为天然气从气源所放出的上限流量； 为天然气从气源所放出的下限流量；
其中， 为天然气管道 的流量； 为天然气管道上游的流量； 为天然气管道下游的流量； 为天然气管道 处对应节点 的天然气负荷； 为天然气管道 对应节点处输入的电转气功率； 为天然气管道 对应节点处燃气轮机消耗的气功率；
所述天然气管道流量约束包括含压缩机的天然气管道流量约束和不含压缩机的天然气管道流量约束；
假设天然气在管道 中，从 端流向 端，所述含压缩机的天然气管道流量为：所述不含压缩机的天然气管道约束为：
其中， 为天然气管道 端的压力； 为天然气管道 端的压力； 为压缩机的压缩比系数； 为天然气管道 的天然气最大流量； 为天然气管道 的二进制状态，由0/
1表示管道是/否损坏； 为天然气流量和压力之间的关系；
其中， 为储气设施在 时刻的剩余气量； 为储气设施最大容量； 为管储气设施最小容量； 为时刻的输入气流量； 为时刻的输出流量；表示单位时间。
7.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质包括存储的计算机程序，其中，在所述计算机程序运行时控制所述计算机可读存储介质所在设备执行如权利要求 1 至3 中任意一项所述的电‑气能源系统的灾后恢复方法。
一种电‑气能源系统的灾后恢复方法、装置及存储介质
技术领域
[0001] 本发明涉及电力技术领域，尤其是涉及一种电‑气能源系统的灾后恢复方法、装置及存储介质。
背景技术
[0002] 在双碳目标的背景下，能源领域成为改革的主战场。在此背景下，异质系统耦合互联、多种能源协同互补、源网荷灵活互动的综合能源系统成为安全高效智慧用能的新方向。综合能源系统的安全可靠运行关系区域内民众的安全生产生活，因此，在当今极端灾害频发的背景下，对提升区域能源系统的韧性有着十分急切的需求。极端灾害具有极强的破坏力，可能导致能源系统中的电网线路故障、气网管道损坏等，造成负荷损失。在极端灾害发生时，需要制定一个灾后恢复策略实现对能源系统多种资源优化调度，使能源系统在灾中的负荷损失尽可能少且能快速恢复正常运行。
[0003] 目前关于配电网的优化调度和韧性提升研究的方法有很多，而关于能源系统韧性提升和灾后恢复策略的研究较少，现有的能源系统恢复方法主要是以调度周期内设备运行总费用最小为目标，考虑能源系统中的燃气轮机、P2G设备、储能装置等基本设备的优化运行实现能源系统灾后恢复，现有的能源系统恢复方法没有全面考虑影响灾后恢复的因素，难以在灾后将能源系统恢复至正常水平。
发明内容
[0004] 本发明提供一种电‑气能源系统的灾后恢复方法、装置及存储介质，以解决现有的能源系统恢复方法没有全面考虑影响灾后恢复的因素，难以在灾后将能源系统恢复至正常水平的技术问题。
[0005] 本发明的实施例提供了一种电‑气能源系统的灾后恢复方法，包括：
[0006] 以电‑气能源系统运行的失负荷最小为优化调度目标建立目标函数，所述电‑气能源系统包括电力系统和天然气系统；
[0007] 构建天然气系统约束条件、电力系统约束条件和电‑气系统耦合约束条件；
[0008] 根据所述目标函数和所述天然气约束条件、所述电力系统约束条件和所述电‑气系统耦合约束条件构建灾后恢复数学模型；
[0009] 对所述灾后恢复数学模型进行非线性约束线性化，并对非线性约束线性化后的数学模型进行仿真分析，得到所述电‑气能源系统在灾后预设时间段内的负荷损失最小的优化调度策略。
[0010] 进一步的，所述以电‑气能源系统运行的失负荷最小为优化调度目标建立目标函数，包括：
[0011] 根据电气系统的失电负荷量、所述电气系统的负荷节点集合、所述天然气系统的失气负荷量和所述天然气系统的负荷节点集合，构建目标函数：
[0012]
[0013] 其中， 为电‑气能源系统的总负荷损失；L为电力系统的负荷节点集合，K天然气系统的负荷节点集合， 为在时刻电力系统中节点的失电负荷量， 为在时刻天然气系统中节点 的失气负荷量。
[0014] 进一步的，所述天然气系统约束条件包括气源流量约束、天然气节点流量平衡约束、天然气管道流量约束、失气负荷约束和储气设施模型约束；
[0015] 所述气源流量约束为：
[0016]
[0017] 其中， 为天然气从气源放出的流量； 为天然气从气源所放出的上限流量； 为天然气从气源所放出的下限流量；
[0018] 所述天然气节点流量平衡约束：
[0019]
[0020] 其中， 为天然气管道 的流量； 为天然气管道上游的流量； 为天然气管道下游的流量； 为天然气管道 处对应节点 的天然气负荷； 为天然气管道 对应节点处输入的电转气功率； 为天然气管道 对应节点处燃气轮机消耗的气功率。
[0021] 所述天然气管道流量约束包括含压缩机的天然气管道流量约束和不含压缩机的天然气管道流量约束；
[0022] 假设天然气在管道 中，从 端流向 端，所述含压缩机的天然气管道流量为：
[0023]
[0024] 所述不含压缩机的天然气管道约束为：
[0025]
[0026] 其中， 为天然气管道 端的压力； 为天然气管道 端的压力； 为压缩机的压缩比系数； 为天然气管道 的天然气最大流量； 为天然气管道 的二进制状态，由0/1表示管道是/否损坏； 为天然气流量和压力之间的关系；
[0027] 所述失气负荷约束为：
[0028]
[0029] 所述储气设施模型约束为：
[0030]
[0031] 其中， 为储气设施在时刻的剩余气量； 为储气设施最大容量；为管储气设施最小容量； 为时刻的输入气流量； 为时刻的输出流量；表示
单位时间。
[0032] 进一步的，所述电力系统约束条件包括：电力系统功率平衡约束、线路潮流约束、电负荷损失约束、分布式发电设备约束和移动储能装置充放电约束；
[0033] 所述电力系统功率平衡约束为：
[0034]
[0035] ；
[0036]
[0037]
[0038] 其中， 表示 时刻从节点 流向节点 的有功功率、 表示时刻从节点 流向节点的有功功率； 表示 时刻节点的燃气轮机输出有功功率； 为 时刻移动储能装置注入节点的有功功率； 为时刻点的负荷有功功率大小； 为电转气装置在时刻节点消耗配电系统有功功率大小；L为线路集合， 表示时刻从节点 流向节点 的无功功率、表示 时刻从节点 流向节点 的无功功率； 表示 时刻表示分布式发电设备在节点的输出无功功率； 表示时刻表示分布式发电设备在节点的输出无功功率； 表示时刻节点的无功负荷；
[0039] 所述线路潮流约束为：
[0040]
[0041] 其中， 表示线路的状态，由0/1表示线路是/否断开； 为线路所能承受最大有功功率， 为线路所能承受最大无功功率；
[0042] 所述电负荷损失约束为：
[0043]
[0044] 其中， 表示节点处功率因数；
[0045] 所述分布式发电设备约束为：
[0046]
[0047] 其中， 为 时刻节点分布式电源发出的有功功率， 为时刻节点 分布式电源发出的无功功率； 为其出力上限； 为 时刻功率因数； 和 分别为其下限和上限；对于纯有功电源，有 = =1；对于恒功率因数电源，有
= = ；对于变功率因数电源，功率因数在 之间连续变化；
[0048] 所述移动储能装置充放电约束为：
[0049]
[0050]
[0051]
[0052]
[0053]
[0054]
[0055] 其中， 表示配电网中存在充电站的节点集合，表示移动储能装置的数量集。表示移动储能装置 的最大充电/放电功率； 表示移动储能装置 在
时刻的充电/放电功率； 均为二进制变量，若移动储能装置 在时刻 正在充电/放电，则为1，否则为0； 为1/0变量，表示 时刻移动储能装置 是/否连接到电力系统节点上。
[0056] 所述移动储能装置存在时空移动约束：
[0057]
[0058]
[0059] 其中， 表示允许连接到充电站节点的移动储能装置数量， 表示移动储能装置 从节点 移动到节点 的旅行时间。
[0060] 进一步的，所述电‑气系统耦合约束条件包括：燃气轮机约束、电转气设备约束和电‑气功率转换约束；
[0061] 所述燃气轮机约束：
[0062]
[0063] 其中， 和 分别为节点 允许接入的燃气轮机的最大有功功率和最大无功功率； 是1/0变量表示时刻节点是/否接入燃气轮机； 为能源系统中的燃气轮机集合。
[0064] 所述电转气设备约束为：
[0065]
[0066] 其中， 为天然气系统节点 允许接入的电转气装置最大功率， 为P2G装置向天然气系统节点 输入的气功率， 为能源系统中的P2G装置集合， 为气网中允许接入P2G装置的节点， 为1/0变量，表示天然气系统中节点 是否有连接P2G装置，为1/0变量，表示电力系统中节点 是否有连接P2G装置。
[0067] 所述电‑气功率转换约束：
[0068]
[0069] 其中， 为电功率转气功率的转换效率和 为气功率转电功率的转换效率。
[0070] 本发明的一个实施例提供了一种电‑气能源系统的灾后恢复装置，包括：
[0071] 目标函数构建模块，用于以电‑气能源系统运行的失负荷最小为优化调度目标建立目标函数，所述电‑气能源系统包括电力系统和天然气系统；
[0072] 约束条件构建模块，用于构建天然气系统约束条件、电力系统约束条件和电‑气系统耦合约束条件；
[0073] 数学模型构建模块，用于根据所述目标函数和所述天然气约束条件、所述电力系统约束条件和所述电‑气系统耦合约束条件构建灾后恢复数学模型；
[0074] 数学模型仿真分析模块，用于对所述灾后恢复数学模型进行非线性约束线性化，并对非线性约束线性化后的数学模型进行仿真分析，得到所述电‑气能源系统在灾后预设时间段内的负荷损失最小的优化调度策略。
[0075] 进一步的，所述以电‑气能源系统运行的失负荷最小为优化调度目标建立目标函数，包括：
[0076] 根据电气系统的失电负荷量、所述电气系统的负荷节点集合、所述天然气系统的失气负荷量和所述天然气系统的负荷节点集合，构建目标函数：
[0077]
[0078] 其中， 为电‑气能源系统的总负荷损失；L为电力系统的负荷节点集合，K天然气系统的负荷节点集合， 为在 时刻电力系统中节点的失电负荷量， 为在 时刻天然气系统中节点 的失气负荷量。
[0079] 进一步的，所述天然气系统约束条件包括气源流量约束、天然气节点流量平衡约束、天然气管道流量约束、失气负荷约束和储气设施模型约束；
[0080] 所述气源流量约束为：
[0081]
[0082] 其中， 为天然气从气源放出的流量； 为天然气从气源所放出的上限流量； 为天然气从气源所放出的下限流量；
[0083] 所述天然气节点流量平衡约束：
[0084]
[0085] 其中， 为天然气管道 的流量； 为天然气管道上游的流量； 为天然气管道下游的流量； 为天然气管道 处对应节点 的天然气负荷； 为天然气管道对应节点处输入的电转气功率； 为天然气管道 对应节点处燃气轮机消耗的气功率。
[0086] 所述天然气管道流量约束包括含压缩机的天然气管道流量约束和不含压缩机的天然气管道流量约束；
[0087] 假设天然气在管道 中，从 端流向 端，所述含压缩机的天然气管道流量为：
[0088]
[0089] 所述不含压缩机的天然气管道约束为：
[0090]
[0091] 其中， 为天然气管道 端的压力； 为天然气管道 端的压力； 为压缩机的压缩比系数； 为天然气管道 的天然气最大流量； 为天然气管道 的二进制状态，由0/1表示管道是/否损坏； 为天然气流量和压力之间的关系；
[0092] 所述失气负荷约束为：
[0093]
[0094] 所述储气设施模型约束为：
[0095]
[0096]
[0097]
[0098] 其中， 为储气设施在时刻的剩余气量； 为储气设施最大容量；为管储气设施最小容量； 为时刻的输入气流量； 为时刻的输出流量；表示
单位时间。
[0099] 进一步的，所述电‑气系统耦合约束条件包括：燃气轮机约束、电转气设备约束和电‑气功率转换约束；
[0100] 所述燃气轮机约束：
[0101]
[0102] 其中， 和 分别为节点允许接入的燃气轮机的最大有功功率和最大无功功率； 是1/0变量表示时刻节点是/否接入燃气轮机； 为能源系统中的燃气轮机集合。
[0103] 所述电转气设备约束为：
[0104] 其中， 为天然气系统节点 允许接入的电转气装置最大功率， 为P2G装置向天然气系统节点 输入的气功率， 为能源系统中的P2G装置集合， 为气网中允许接入P2G装置的节点， 为1/0变量，表示天然气系统中节点 是否有连接P2G装置， 为1/0变量，表示电力系统中节点 是否有连接P2G装置。
[0105] 所述电‑气功率转换约束：
[0106]
[0107]
[0108] 其中， 为电功率转气功率的转换效率和 为气功率转电功率的转换效率。
[0109] 本发明的一个实施例提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质包括存储的计算机程序，其中，在所述计算机程序运行时控制所述计算机可读存储介质所在设备执行如上述的电‑气能源系统的灾后恢复方法。
[0110] 本发明实施例考虑了电力系统和天然气系统的耦合运行情况，构建电‑气系统耦合约束条件，包括燃气轮机约束、电转气设备约束和电‑气功率转换约束，并将天然气系统约束条件和电力系统约束条件与电‑气系统结合，作为目标函数的约束条件，从而能够全面考虑影响灾后恢复的因素，能够根据优化调度策略在尽量短的时间内恢复系统负荷并有效减少恢复过程中的累计负荷损失，而且本发明实施例考虑了电力系统和天然气系统的紧密耦合关系构建电‑气系统耦合约束条件，能够有效提高能源系统整体的恢复效率。
附图说明
[0111] 图1是本发明实施例提供的一种电‑气能源系统的灾后恢复方法的流程示意图；
[0112] 图2是本发明实施例提供的一种电‑气能源系统的灾后恢复方法的另一流程示意图；
[0113] 图3是本发明实施例提供的一种电‑气能源系统的灾后恢复装置的结构示意图。
具体实施方式
[0114] 下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
[0115] 在本申请的描述中，需要理解的是，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本申请的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。
[0116] 在本申请的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本申请中的具体含义。
[0117] 请参阅图1，本发明的实施例提供了一种电‑气能源系统的灾后恢复方法，包括：
[0118] S1、以电‑气能源系统运行的失负荷最小为优化调度目标建立目标函数，电‑气能源系统包括电力系统和天然气系统；
[0119] 电‑气能源系统为由电力系统和天然气系统组合而成的综合能源系统。电气系统化和天然气系统之间呈现出高度耦合的特性，当电力系统或天然气系统出现故障时，故障能够在两个系统之间相互传到渗透，若不及时恢复故障容易导致能源系统全面崩溃。
[0120] S2、构建天然气系统约束条件、电力系统约束条件和电‑气系统耦合约束条件；
[0121] 本发明实施例中，考虑了电力系统和天然气系统的耦合运行情况，构建电‑气系统耦合约束条件，包括燃气轮机约束、电转气设备约束和电‑气功率转换约束，并将天然气系统约束条件和电力系统约束条件与电‑气系统结合，作为目标函数的约束条件，从而能够全面考虑影响灾后恢复的因素，能够通过分析得到可靠的优化调度策略，进而能够有效使得电‑力能源系统在灾后迅速恢复至正常水平。
[0122] S3、根据目标函数和天然气约束条件、电力系统约束条件和电‑气系统耦合约束条件构建灾后恢复数学模型；
[0123] S4、对灾后恢复数学模型进行非线性约束线性化，并对非线性约束线性化后的数学模型进行仿真分析，得到电‑气能源系统在灾后预设时间段内的负荷损失最小的优化调度策略。
[0124] 在本发明实施例中，根据得到的优化调度策略进行灾后恢复，能够快速将系统恢复正常水平。
[0125] 请参阅图2，为本发明实施例提供的一种电‑气能源系统的灾后恢复方法的另一流程示意图。
[0126] 在一个实施例中，以电‑气能源系统运行的失负荷最小为优化调度目标建立目标函数，包括：
[0127] 根据电气系统的失电负荷量、电气系统的负荷节点集合、天然气系统的失气负荷量和天然气系统的负荷节点集合，构建目标函数：
[0128]
[0129] 其中， 为电‑气能源系统的总负荷损失；L为电力系统的负荷节点集合，K天然气系统的负荷节点集合， 为在 时刻电力系统中节点的失电负荷量， 为在时刻天然气系统中节点 的失气负荷量。
[0130] 在本发明实施例中，优化调度的时间间隔为1小时，考虑T=12小时内的恢复策略。
[0131] 在一个实施例中，天然气系统约束条件包括气源流量约束、天然气节点流量平衡约束、天然气管道流量约束、失气负荷约束和储气设施模型约束；
[0132] 气源流量约束为：
[0133]
[0134] 其中， 为天然气从气源放出的流量； 为天然气从气源所放出的上限流量； 为天然气从气源所放出的下限流量；
[0135] 天然气节点流量平衡约束：
[0136]
[0137] 其中， 为天然气管道 的流量； 为天然气管道上游的流量； 为天然气管道下游的流量； 为天然气管道 处对应节点 的天然气负荷； 为天然气管道 对应节点处输入的电转气功率； 为天然气管道 对应节点处燃气轮机消耗的气功率。
[0138] 天然气管道流量约束包括含压缩机的天然气管道流量约束和不含压缩机的天然气管道流量约束；
[0139] 假设天然气在管道 中，从 端流向 端，含压缩机的天然气管道流量为：
[0140]
[0141] 不含压缩机的天然气管道约束为：
[0142]
[0143] 其中， 为天然气管道 端的压力； 为天然气管道 端的压力； 为压缩机的压缩比系数； 为天然气管道 的天然气最大流量； 为天然气管道 的二进制状态，由0/1表示管道是/否损坏； 为天然气流量和压力之间的关系；
[0144] 失气负荷约束为：
[0145]
[0146] 储气设施模型约束为：
[0147]
[0148]
[0149]
[0150]
[0151] 其中， 为储气设施在 时刻的剩余气量； 为储气设施最大容量；为管储气设施最小容量； 为时刻 的输入气流量； 为时刻 的输出流
量；表示单位时间。
[0152] 在本发明实施例中，基于天然气系统中的气源、管道（节点）、压缩机、储气设施和负荷的情况，构建多个天然气系统的约束条件，从而全面构建天然气系统约束条件，有利于得到准确的灾后优化调度策略。
[0153] 在一个实施例中，电力系统约束条件包括：电力系统功率平衡约束、线路潮流约束、电负荷损失约束、分布式发电设备约束和移动储能装置充放电约束；
[0154] 电力系统功率平衡约束为：
[0155]
[0156] ；
[0157]
[0158]
[0159] 其中， 表示 时刻从节点 流向节点 的有功功率、 表示 时刻从节点 流向节点 的有功功率； 表示时刻节点的燃气轮机输出有功功率； 为 时刻移动储能装置注入节点的有功功率； 为 时刻 点的负荷有功功率大小； 为电转气装置在时刻节点 消耗配电系统有功功率大小；L为线路集合， 表示时刻从节点 流向节点 的无功功率、 表示 时刻从节点 流向节点的无功功率； 表示时刻表示分布式发电设备在节点的输出无功功率； 表示 时刻表示分布式发电设备在节点的输出无功功率；表示时刻节点的无功负荷；
[0160] 线路潮流约束为：
[0161]
[0162]
[0163] 其中， 表示线路的状态，由0/1表示线路是/否断开； 为线路所能承受最大有功功率， 为线路所能承受最大无功功率；
[0164] 电负荷损失约束为：
[0165]
[0166]
[0167] 其中， 表示节点 处功率因数；
[0168] 分布式发电设备约束为：
[0169]
[0170] 其中， 为 时刻节点 分布式电源发出的有功功率， 为时刻节点 分布式电源发出的无功功率； 为其出力上限； 为 时刻功率因数； 和分别为其下限和上限；对于纯有功电源，有 = =1；对于恒功率因数电源，有= = ；对于变功率因数电源，功率因数在 之间连续变
化；
[0171] 移动储能装置充放电约束为：
[0172] 其中， 表示配电网中存在充电站的节点集合，表示移动储能装置的数量集。 表示移动储能装置 的最大充电/放
电功率； 表示移动储能装置 在时刻的充电/放电功率； 均为二进制变
量，若移动储能装置 在时刻正在充电/放电，则为1，否则为0； 为1/0变量，表示时刻移动储能装置 是/否连接到电力系统节点 上。
[0173] 移动储能装置存在时空移动约束：
[0174]
[0175]
[0176] 其中， 表示允许连接到充电站节点 的移动储能装置数量， 表示移动储能装置 从节点 移动到节点 的旅行时间。
[0177] 在本发明实施例中，基于电力系统中的电力线路、移动储能设备、分布式发电设备、电力线路中的可承受功率、电压、潮流条件和负荷情况，全面构建电力系统的多个约束条件，有利于准确获得灾后优化调度策略。
[0178] 在一个实施例中，电‑气系统耦合约束条件包括：燃气轮机约束、电转气设备约束和电‑气功率转换约束；
[0179] 燃气轮机约束：
[0180]
[0181] 其中， 和 分别为节点允许接入的燃气轮机的最大有功功率和最大无功功率； 是1/0变量表示 时刻节点是/否接入燃气轮机； 为能源系统中的燃气轮机集合。
[0182] 电转气设备约束为：
[0183] 其中， 为天然气系统节点 允许接入的电转气装置最大功率， 为P2G装置向天然气系统节点 输入的气功率， 为能源系统中的P2G装置集合， 为气网中允许接入P2G装置的节点， 为1/0变量，表示天然气系统中节点 是否有连接P2G装置， 为1/0变量，表示电力系统中节点 是否有连接P2G装置。
[0184] 电‑气功率转换约束：
[0185]
[0186] 其中， 为电功率转气功率的转换效率和 为气功率转电功率的转换效率。
[0187] 实施本发明实施例，具有以下有益效果：
[0188] 本发明实施例考虑了电力系统和天然气系统的耦合运行情况，构建电‑气系统耦合约束条件，包括燃气轮机约束、电转气设备约束和电‑气功率转换约束，并将天然气系统约束条件和电力系统约束条件与电‑气系统结合，作为目标函数的约束条件，从而能够全面考虑影响灾后恢复的因素，能够根据优化调度策略在尽量短的时间内恢复系统负荷并有效减少恢复过程中的累计负荷损失，而且本发明实施例考虑了电力系统和天然气系统的紧密耦合关系构建电‑气系统耦合约束条件，能够有效提高能源系统整体的恢复效率。
[0189] 请参阅图3，基于与上述实施例相同的发明构思。本发明的一个实施例提供了一种电‑气能源系统的灾后恢复装置，包括：
[0190] 目标函数构建模块10用于以电‑气能源系统运行的失负荷最小为优化调度目标建立目标函数，电‑气能源系统包括电力系统和天然气系统；
[0191] 约束条件构建模块20用于构建天然气系统约束条件、电力系统约束条件和电‑气系统耦合约束条件；
[0192] 数学模型构建模块30用于根据目标函数和天然气约束条件、电力系统约束条件和电‑气系统耦合约束条件构建灾后恢复数学模型；
[0193] 数学模型仿真分析模块用于对灾后恢复数学模型进行非线性约束线性化，并对非线性约束线性化后的数学模型进行仿真分析，得到电‑气能源系统在灾后预设时间段内的负荷损失最小的优化调度策略。
[0194] 在一个实施例中，以电‑气能源系统运行的失负荷最小为优化调度目标建立目标函数，包括：
[0195] 根据电气系统的失电负荷量、电气系统的负荷节点集合、天然气系统的失气负荷量和天然气系统的负荷节点集合，构建目标函数：
[0196]
[0197] 其中， 为电‑气能源系统的总负荷损失；L为电力系统的负荷节点集合，K天然气系统的负荷节点集合， 为在 时刻电力系统中节点的失电负荷量， 为在 时刻天然气系统中节点 的失气负荷量。
[0198] 在一个实施例中，电力系统约束条件包括：电力系统功率平衡约束、线路潮流约束、电负荷损失约束、分布式发电设备约束和移动储能装置充放电约束；
[0199] 电力系统功率平衡约束为：
[0200]
[0201] ；
[0202]
[0203]
[0204] 其中， 表示时刻从节点 流向节点 的有功功率、 表示 时刻从节点 流向节点的有功功率； 表示时刻节点的燃气轮机输出有功功率； 为时刻移动储能装置注入节点 的有功功率； 为时刻点的负荷有功功率大小； 为电转气装置在时刻节点 消耗配电系统有功功率大小；L为线路集合， 表示 时刻从节点 流向节点 的无功功率、 表示 时刻从节点 流向节点的无功功率； 表示 时刻表示分布式发电设备在节点的输出无功功率； 表示时刻表示分布式发电设备在节点的输出无功功率；表示时刻节点的无功负荷；
[0205] 线路潮流约束为：
[0206]
[0207] 其中， 表示线路的状态，由0/1表示线路是/否断开； 为线路所能承受最大有功功率， 为线路所能承受最大无功功率；
[0208] 电负荷损失约束为：
[0209]
[0210] 其中， 表示节点处功率因数；
[0211] 分布式发电设备约束为：
[0212]
[0213] 其中， 为 时刻节点 分布式电源发出的有功功率， 为 时刻节点 分布式电源发出的无功功率； 为其出力上限； 为 时刻功率因数； 和 分别为其下限和上限；对于纯有功电源，有 = =1；对于恒功率因数电源，有
= = ；对于变功率因数电源，功率因数在 之间连续变
化；
[0214] 移动储能装置充放电约束为：
[0215]
[0216]
[0217]
[0218]
[0219]
[0220]
[0221] 其中， 表示配电网中存在充电站的节点集合，表示移动储能装置的数量集。表示移动储能装置 的最大充电/放电功率； 表示移动储能装置
在时刻的充电/放电功率； 均为二进制变量，若移动储能装置 在时刻正在充电/放电，则为1，否则为0； 为1/0变量，表示 时刻移动储能装置 是/否连接到电力系统节点上。
[0222] 移动储能装置存在时空移动约束：
[0223]
[0224]
[0225] 其中， 表示允许连接到充电站节点的移动储能装置数量， 表示移动储能装置 从节点 移动到节点 的旅行时间。
[0226] 在一个实施例中，天然气系统约束条件包括气源流量约束、天然气节点流量平衡约束、天然气管道流量约束、失气负荷约束和储气设施模型约束；
[0227] 气源流量约束为：
[0228]
[0229] 其中， 为天然气从气源放出的流量； 为天然气从气源所放出的上限流量； 为天然气从气源所放出的下限流量；
[0230] 天然气节点流量平衡约束：
[0231]
[0232] 其中， 为天然气管道 的流量； 为天然气管道上游的流量； 为天然气管道下游的流量； 为天然气管道 处对应节点 的天然气负荷； 为天然气管道 对应节点处输入的电转气功率； 为天然气管道 对应节点处燃气轮机消耗的气功率。
[0233] 天然气管道流量约束包括含压缩机的天然气管道流量约束和不含压缩机的天然气管道流量约束；
[0234] 假设天然气在管道 中，从 端流向 端，含压缩机的天然气管道流量为：
[0235]
[0236] 不含压缩机的天然气管道约束为：
[0237]
[0238] 其中， 为天然气管道 端的压力； 为天然气管道 端的压力； 为压缩机的压缩比系数； 为天然气管道 的天然气最大流量； 为天然气管道 的二进制状态，由0/1表示管道是/否损坏； 为天然气流量和压力之间的关系；
[0239] 失气负荷约束为：
[0240]
[0241] 储气设施模型约束为：
[0242]
[0243]
[0244]
[0245] 其中， 为储气设施在时刻的剩余气量； 为储气设施最大容量；为管储气设施最小容量； 为时刻的输入气流量； 为时刻的输出流量；表示
单位时间。
[0246] 在一个实施例中，电‑气系统耦合约束条件包括：燃气轮机约束、电转气设备约束和电‑气功率转换约束；
[0247] 燃气轮机约束：
[0248]
[0249] 其中， 和 分别为节点 允许接入的燃气轮机的最大有功功率和最大无功功率； 是1/0变量表示 时刻节点 是/否接入燃气轮机； 为能源系统中的燃气轮机集合。
[0250] 电转气设备约束为：
[0251] 其中， 为天然气系统节点 允许接入的电转气装置最大功率， 为P2G装置向天然气系统节点 输入的气功率，为能源系统中的P2G装置集合， 为气网中允许接入P2G装置的节点， 为1/0变量，表示天然气系统中节点 是否有连接P2G装置， 为1/0变量，表示电力系统中节点是否有连接P2G装置。
[0252] 电‑气功率转换约束：
[0253]
[0254]
[0255] 其中， 为电功率转气功率的转换效率和 为气功率转电功率的转换效率。
[0256] 本发明的一个实施例提供了一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质包括存储的计算机程序，其中，在计算机程序运行时控制计算机可读存储介质所在设备执行如上述的电‑气能源系统的灾后恢复方法。
[0257] 以上是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也视为本发明的保护范围。
