本发明涉及电气联合系统调度运行领域，特别是涉及一种电气联合调度方法和系统。
背景技术：
天然气发电因其具有高效率、低排放、启停迅速等优点而被视为一种清洁发电方式，燃气机组在电力系统运行中也具有非常重要的作用。液化天然气(liquefied natural gas，液化天然气)具有经济高效、清洁环保、灵活方便、安全可靠等优点，从而成为了当今国际能源市场发展最快的燃料，也是补充我国天然气供需缺口的主要方式。
随着液化天然气贸易的快速增长，液化天然气接收站作为一种新型气源的比例也将持续增加。不同于本土海上、陆上气源，液化天然气接收站作为新型气源，由海外天然气供应商经远海航运到本土消费，其气量供应、供气运行特性不同于常规气源，其接收站通常建在沿海地区，液化天然气在海上运输过程中将受到台风、航运等因素的影响，资源供应存在着较大的不确定性；当液化天然气运输船无法按时到港时，需要对后续一周甚至更长时间的气电联合系统的运行方式进行重新决策，与正常到港下的运行方式存在着较大的差异。研究其供应不确定性是保证天然气安全可靠供应的必要条件。
技术实现要素：
基于此，有必要提供一种电气联合调度方法和系统，能够考虑到天然气供气不确定性的问题，为燃煤机组和燃气组机的运行提供指导。
一种电气联合调度方法，包括：
获取预测负荷，液化天然气在各时刻的供气价格，天然气系统网络拓扑数据，电力系统网络拓扑数据，参与调度运行的燃煤机组的运行数据和燃气机组的运行数据，液化天然气接收站的基础数据及其运行状态数据，所述液化天然气接收站的运输船的到港信息；
根据所述液化天然气接收站的基础数据及其运行状态数据，液化天然气在各时刻的供气价格，参与调度运行的燃煤机组的运行数据和燃气机组的运行数据构建电力联合调度模型；
根据所述电力预测负荷，天然气系统网络拓扑数据，电力系统网络拓扑数据，参与调度运行的燃煤机组的运行数据和燃气机组的运行数据，液化天然气接收站的基础数据及其运行状态数据和所述液化天然气接收站的运输船的到港信息构建电力联合调度模型的约束条件；
采用非线性规划求解器，根据所述约束条件求解所述电力联合调度模型得到燃煤机组和燃气机组的调度运行结果；
根据所述燃煤机组和燃气机组的调度运行结果控制所述燃煤机组和燃气机组的运行。
一种电气联合调度系统，包括：参数获取模块、调度模型生成模块、约束条件生成模块、计算模块和控制模块；
所述参数获取模块，用于获取预测负荷，液化天然气在各时刻的供气价格，天然气系统网络拓扑数据，电力系统网络拓扑数据，参与调度运行的燃煤机组的运行数据和燃气机组的运行数据，液化天然气接收站的基础数据及其运行状态数据，所述液化天然气接收站的运输船的到港信息；
所述调度模型生成模块，用于根据所述液化天然气接收站的基础数据及其运行状态数据，液化天然气在各时刻的供气价格，参与调度运行的燃煤机组的运行数据和燃气机组的运行数据构建电力联合调度模型；
所述约束条件生成模块，用于根据所述电力预测负荷，天然气系统网络拓扑数据，电力系统网络拓扑数据，参与调度运行的燃煤机组的运行数据和燃气机组的运行数据，液化天然气接收站的基础数据及其运行状态数据和所述液化天然气接收站的运输船的到港信息构建电力联合调度模型的约束条件；
所述计算模块，用于采用非线性规划求解器，根据所述约束条件求解所述电力联合调度模型得到燃煤机组和燃气机组的调度运行结果；
所述控制模块，用于根据所述燃煤机组和燃气机组的调度运行结果控制所述燃煤机组和燃气机组的运行。
上述的电气联合调度方法，引入天然气供应因素，考虑天然气供应不确定性，对电气联合调度模型进行修正，提出了一种考虑天然气供应不确定性的电气联合调度方法，为日前发电计划制定提供有效工具。该方法充分考虑了实际电力系统和天然气系统运行管理模式，考虑液化天然气气源在供应上的特殊性和其供应风险，结合液化天然气的运输船到港信息和液化天然气接收站运行状态进行电气联合调度，具有很强的实用性，并能够分析电气联合系统在不同液化天然气供应场景下的运行方式与效益。
附图说明
图1为一个实施例的电气联合调度方法的流程图；
图2为一个实施例的电气联合调度系统的结构框图。
具体实施方式
在一个实施例中，提供一种电气联合调度方法，如图1所示，包括以下步骤：
S102：获取预测负荷，液化天然气在各时刻的供气价格，天然气系统网络拓扑数据，电力系统网络拓扑数据，参与调度运行的燃煤机组的运行数据和燃气机组的运行数据，液化天然气接收站的基础数据及其运行状态数据，液化天然气接收站的运输船的到港信息。
预测负荷可以为未来7日预测负荷。未来7日预测负荷可以通过负荷预测方法得到，包括未来7日内电力预测负荷PD,t与居民用气负荷预测数据Ln，以6h为单位调度时长。
液化天然气S在各时刻t的供气价格记为ρs,t。
天然气系统网络可看成由节点和管道、压气机组成的有向图。天然气系统网络拓扑数据包括节点-管道关联矩阵AN×L，节点-压气机关联矩阵BN×C，输气管道传输参数Cl，压气机最大、最小气压变比Rc·max、Rc·min。
节点-管道关联矩阵AN×L中N为天然气系统节点数，L为天然气系统管道数，矩阵A中元素anl表示节点n与管道l关联关系：anl＝1表示节点n为管道l首端节点，anl＝-1表示节点n为管道l末端节点；
节点-压气机关联矩阵BN×C中C为压气机台数，矩阵B中元素bnc表示节点n与压气机c关联关系：bnc＝1表示节点n为压气机c首端节点，bnc＝-1表示节点n为压气机c末端节点。
输气管道传输参数Cl与管道长度、直径、运行温度与压力、天然气类型、管道高度变化和管道内壁粗糙程度有关。
电力系统网络拓扑数据包括网络连接方式、线路潮流约束上限Pb·max。
参与调度运行的燃煤机组和燃气机组的运行数据包括燃煤机组有功出力上下限Pi·max、Pi·min，燃料成本函数Fi(Pi,t)，燃气机组j有功出力上下限Pj·max、Pj·min。
液化天然气接收站的基础数据，包括：气源s供气流量上下限值gs·max、gs·min，接收站在初始时刻的液化天然气储量Vs0，接收站液化天然气储量的上下限Vs·max、Vs·min。
液化天然气接收站的运行状态包括正常运行/保守运行。液化天然气接收站日常储备有一定量液化天然气以应对液化天然气运输船无法到港的海运风险，当调度初始时刻液化天然气运输船未能按时到港时，接收站有以下两种运行方式：
1)正常运行：接收站按下游负荷需求调整天然气供应；
2)保守运行：接收站尽可能减少天然气供应，提高站内液化天然气剩余储量，以应对二次海运风险。
液化天然气接收站的运输船的到港信息Il,t，对于液化天然气气源的供应，主要考虑其海运风险，即因特殊极端天气而引起的液化天然气运输船没法准时到港的情况，由此导致沿海城市供气紧张，燃气机组的发电计划也将受到较大的影响。
S104：根据液化天然气接收站的基础数据及其运行状态数据，液化天然气在各时刻的供气价格，参与调度运行的燃煤机组的运行数据和燃气机组的运行数据构建电力联合调度模型。
具体的，如果液化天然气接收站正常运行，则一般指7天内接收站气量充足，此时以系统供气、发电总成本最低为原则构造目标函数，目标函数构建为
其中，gs,t为气源s在时刻t的供气流量，ρs,t为气源s在时刻t的供气价格，NG为系统燃煤机组数，Fi(Pi,t)为燃煤机组i的燃料成本函数，Pi,t为燃煤机组发电出力。
如果液化天然气接收站保守运行，则接收站尽可能减少天然气供应，提高站内液化天然气剩余储量，以应对二次海运风险，增加用气惩罚因子，目标函数构建为
其中，为液化天然气接收站在调度末时刻tm时的液化天然气储量，v为惩罚因子。
S106：根据电力预测负荷，天然气系统网络拓扑数据，电力系统网络拓扑数据，参与调度运行的燃煤机组的运行数据和燃气机组的运行数据，液化天然气接收站的基础数据及其运行状态数据和液化天然气接收站的运输船的到港信息构建电力联合调度模型的约束条件。
具体的，电力联合调度模型的约束条件包括：电力系统约束条件、气电耦合约束条件、天然气系统约束条件。
电力系统约束条件，包括电力网络平衡约束、线路潮流约束、机组有功出力上下限约束。
电力网络平衡约束为：
其中，PD,t为t时刻系统总负荷，NC为燃气机组数，Pj,t为燃气机组发电出力。
线路潮流约束，采用直流潮流模型：
|Pb,t|≤Pb·max
其中，Pb,t为支路b在t时刻的有功潮流，Pb·max为支路b有功潮流上限。
机组有功出力上下限约束为：
其中，Pi·max、Pi·min为燃煤机组i有功出力上下限，Pj·max、Pj·min为燃气机组j有功出力上下限。
天然气管网与电力系统在燃气机组处产生耦合，体现在燃气轮机的燃料天然气消耗与有功出力的关系，不失一般性用二次函数来描述燃气机组发电出力与耗气量之间的关系。气电耦合约束条件为：
其中，fj(Pj)为燃气机组在发电出力为Pj时的所消耗天然气流量，K2j、K1j和K0j为燃气机组燃料消耗参数。
天然气系统约束条件，包括气源供气流量限制、接收站的液化天然气储量限制、储气库存储气量限制、传输管道模型、理想压气机模型、网络平衡方程。
气源供气流量限制为：
gs·min≤gs,t≤gs·max
其中gs,t为气源s在时刻t的供气流量，gs·max、gs·min分别为气源s供气流量上下限。
接收站的液化天然气储量限制为：
Vs·min≤Vs,t≤Vs·max
其中，Vs,t为接收站在t时刻末的液化天然气储量，Vs0为接收站在初始时刻的液化天然气储量；Il,t表示t时刻液化天然气运输船是否到港，Il,t为1表示液化天然气运输船按时到港，为0表示液化天然气运输船未到港，Vl,t为t时刻长期购气合同液化天然气运输船的有效卸载量；T0为单位调度时间，可为一个小时或数个小数不等；r为液化天然气(液态)与天然气(气态)的体积变比，为1/625。Vs·max和Vs·min分别为接收站液化天然气储量的上下限。
储气库存储气量限制为：
其中，Vst0、Vst,t分别为调度初时刻和末时刻储气库内储气量，Ist,t、Ost,t分别为储气库st在时刻t的储气、供气流量，Vst·max、Vst·min为储气库储气量上下限，Ist·max、Ist·min分别为储气库储气流量上下限，Ost·max、Ost·min分别为储气库供气流量上下限。
传输管道模型为：
其中，fl为管道天然气流量，pm、pn分别为管道两端首末节点m和n的气压，fl为正表示管道中天然气由节点m流向节点n，fl为负表示管道中天然气由节点n流向节点m。
理想压气机模型为：
其中，Rc·max、Rc·min分别为压气机c最大、最小气压变比。
网络平衡方程为：
其中，s、st为连接到节点n的气源与储气库，Ln为节点n处居民用气负荷。
S108：采用非线性规划求解器，根据约束条件求解电力联合调度模型得到燃煤机组和燃气机组的调度运行结果。
S110：根据燃煤机组和燃气机组的调度运行结果控制燃煤机组和燃气机组的运行。
上述的电气联合调度方法，引入天然气供应因素，考虑天然气供应不确定性，对电气联合调度模型进行修正，提出了一种考虑天然气供应不确定性的电气联合调度方法，为日前发电计划制定提供有效工具。该方法充分考虑了实际电力系统和天然气系统运行管理模式，考虑液化天然气气源在供应上的特殊性和其供应风险，结合液化天然气的运输船到港信息和液化天然气接收站运行状态进行电气联合调度，具有很强的实用性，并能够分析电气联合系统在不同液化天然气供应场景下的运行方式与效益。
需要强调的是，本方法实施步骤中考虑的液化天然气接收站运行状态及对应的目标函数，天然气系统限制因素，电气联合系统调度最小调度时长及总调度周期等均可根据实际电气联合系统运行中的数据资源、以及实际情况等灵活订制，可扩展性强。时间维度上，例如采用一日负荷数据和一日调度周期，也可以用于日前电气联合调度过程中，等等。
在另一个实施例中，如图2所示，一种电气联合调度系统，包括：参数获取模块201、调度模型生成模块202、约束条件生成模块203、计算模块204和控制模块205。
参数获取模块201，用于获取预测负荷，液化天然气在各时刻的供气价格，天然气系统网络拓扑数据，电力系统网络拓扑数据，参与调度运行的燃煤机组的运行数据和燃气机组的运行数据，液化天然气接收站的基础数据及其运行状态数据，液化天然气接收站的运输船的到港信息。
调度模型生成模块202，用于根据液化天然气接收站的基础数据及其运行状态数据，液化天然气在各时刻的供气价格，参与调度运行的燃煤机组的运行数据和燃气机组的运行数据构建电力联合调度模型。
约束条件生成模块203，用于根据电力预测负荷，天然气系统网络拓扑数据，电力系统网络拓扑数据，参与调度运行的燃煤机组的运行数据和燃气机组的运行数据，液化天然气接收站的基础数据及其运行状态数据和液化天然气接收站的运输船的到港信息构建电力联合调度模型的约束条件。
计算模块204，用于采用非线性规划求解器，根据约束条件求解电力联合调度模型得到燃煤机组和燃气机组的调度运行结果。
控制模块205，用于根据燃煤机组和燃气机组的调度运行结果控制燃煤机组和燃气机组的运行。
上述的电气联合调度系统，引入天然气供应因素，考虑天然气供应不确定性，对电气联合调度模型进行修正，提出了一种考虑天然气供应不确定性的电气联合调度方法，为日前发电计划制定提供有效工具。该方法充分考虑了实际电力系统和天然气系统运行管理模式，考虑液化天然气气源在供应上的特殊性和其供应风险，结合液化天然气的运输船到港信息和液化天然气接收站运行状态进行电气联合调度，具有很强的实用性，并能够分析电气联合系统在不同液化天然气供应场景下的运行方式与效益。
以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。
以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。