计及能源转换负荷影响的气电耦合系统连锁故障评估_康海鹏.pdf

第51 卷 第12 期 电力系统保护与控制电力系统保护与控制 Vol.51 No.12 2023年6月16日 Power System Protection and Control Jun.16,2023 DOI:10.19783/ki.pspc.221380 计及能源转换负荷影响的气电耦合系统连锁故障评估 康海鹏，李长城，黄思琪(广西电力系统最优化与节能技术重点实验室(广西大学)，广西 南宁 530004)摘要：气电耦合系统中电转气负荷与气转电负荷为故障在电网与气网间的传播提供了通道，将电转气负荷与气转电负荷统称为能源转换负荷，其在电、气负荷中的占比与在阻断控制过程中的切除优先度可能对耦合系统连锁故障的传播特性带来无法忽视的影响。为此，提出了一种计及能源转换负荷影响的气电耦合系统连锁故障评估方法。首先，提出能源转换负荷占比与切除优先度模型，分析不同占比与切除优先度下故障在电、气网间连锁传播的机理与特性。然后，分别建立基于能源转换负荷占比与切除优先度的电力系统优化调度模型与天然气系统优化调度模型，两者交替迭代模拟连锁故障演化过程。基于此，提出表征拓扑完整性与物理运行特性的指标以定量评估连锁故障风险，从而构建气电耦合系统连锁故障评估模型。最后，利用 IEEE RTS 24 节点系统与 29 节点天然气系统构造气电耦合测试系统，通过对比不同场景，验证了所提方法可有效揭示能源转换负荷对连锁故障的影响。关键词：气电耦合系统；连锁故障；影响评估；能源转换负荷占比；能源转换负荷切除优先度 Evaluation of cascading failures in an integrated gas and power system considering effects of energy conversion load KANG Haipeng,LI Changcheng,HUANG Siqi(Guangxi Key Laboratory of Power System Optimization and Energy Technology(Guangxi University),Nanning 530004,China)Abstract:Power to gas and gas to power loads in the integrated gas and power system can provide a channel for fault propagation between the power grid and the natural gas network.They are defined as conversion load.Their different proportion in power load and natural gas load and shedding priority in blocking control may have different impacts on the propagation characteristics of cascading failures.Therefore an evaluation method of cascading failures considering energy conversion load effects is proposed.First,the models of the proportion and shedding priority of energy conversion load are proposed to analyze the cascading propagation mechanisms and characteristics of the failures in the system at different proportions and shedding priority.Then,the optimal dispatching models of the power and the natural gas systems based on the proportion and shedding priority of energy conversion load are established respectively.The two models are iterated alternately to simulate cascading failures.From this,the indicators in topology and physics are proposed for quantitative evaluation of cascading failure risk.Thus,a cascading failure evaluation model of an integrated gas and power system is built.Finally,the integrated gas and power test system composed of an IEEE RTS 24-bus system and a 29-bus gas system is employed to validate effectiveness of the proposed method in revealing cascading effect by comparing different scenarios.This work is supported by the Natural Science Foundation of Guangxi Province(No.2020GXNSFBA297069).Key words:integrated gas and power system;cascading failure;impact assessment;proportion of energy conversion load;shedding priority of energy conversion load 0 引言 近年来，多种异质能源的协调互补已成为推进 基金项目：广西自然科学基金项目资助(2020GXNSFBA297069)能源综合高效利用与能源结构绿色转型的有效措施1-3。其中，气电耦合系统(integrated gas and powersystem,IGPS)是能源综合利用的典型形式之一4。随着燃气轮机(gas turbine,GT)的逐步应用与电转气(power-to-gas,P2G)技术的日趋成熟，IGPS-134-电力系统保护与控制电力系统保护与控制 得到迅速发展5，考虑 P2G 过程等特性的 IGPS 调度运行方法已经取得不少成果6-8。但多种能源供应机制仍未完善，IGPS 相关协议指出，当任意子网发生故障或阻塞时，调度部门会优先切除能源转换负荷(energy conversion load,ECL)，即电网 P2G 负荷或气网 GT 负荷9-11。因此，在电、气网间耦合程度日益紧密的背景下，任意网络发生故障或扰动均极有可能引发两网间往复传播的连锁影响12，从而对整个系统的安全可靠性造成严重威胁。例如，2011年美国西南部发生停电、停气事故13，该事故由天然气系统中气井、管道故障诱发，导致大量天然气负荷被切除，因而故障扰动从气网传播至电网。这导致电网中电力驱动加压站被迫退出运行，故障扰动又经耦合元件反过来传播至气网，进一步加重气网故障影响，如此反复进行诱发 IGPS 连锁故障。这对耦合系统安全稳定运行造成了极大危害。因此，研究 IGPS 故障传播问题具有重要的实践意义。目前，对 IGPS 故障传播的研究相对较少。文献9提出了一种考虑天然气系统影响的电力系统连锁故障评估模型，研究了天然气系统随机故障对电力系统连锁故障的影响，但未考虑电力系统随机故障对天然气系统连锁故障的影响；文献14基于天然气动态传输模型，提出了一种电、气网交替调度的连锁故障评估模型；文献15提出了一种基于机器学习的 IGPS 连锁故障脆弱性评估方法，仿真结果表明所提方法不仅能够显著提高学习精度，而且计算耗时也具有更好的性能；文献16研究了天然气系统主要设备故障风险处于极限区域时对电力系统连锁故障的影响；文献17研究了天然气系统故障对电-气-热综合能源系统的影响；文献18结合基于电、气网交替调度的动态连锁故障分析模型与蒙特卡洛模拟方法，提出了一种计及连锁影响的IGPS 节点可靠性评估方法；文献19为减轻故障传播造成的影响，提出了一种 IGPS 备用优化方法，实现电、气网备用的协同配置。然而，上述文献并未考虑到 ECL 对连锁故障的影响。尽管文献10提出了计及电、气网间相依特性的 IGPS 故障评估方法，分析了 P2G 和 GT 设备的传输功率占比对网间故障传播特性的影响，但并未充分探究 ECL 的作用。因此，现有文献在研究 IGPS 连锁故障传播机理时存在以下不足：1)未研究 ECL 的投入占比对电、气网间故障传播造成的潜在风险。这可能导致无法有效充足地规划备用容量，以保障 IGPS 的安全运行。2)未深入分析故障后的优化调度中 ECL 切除优先度对连锁故障传播的影响。尽管相关协议规定ECL 应优先被切除，但并未量化评估 ECL 切除优先度对连锁故障的影响，可能导致连锁故障缓解策略效果欠佳。3)未综合探究 ECL 的占比增加与切除优先度差异对连锁故障的影响。在 ECL 日益扩大的背景下，单独考虑 ECL 的占比变化或切除优先度差异无法揭示两者间不同关系对连锁故障的影响，因而盲目优先切除 ECL 可能会加重 IGPS 的运行风险。为此，本文提出了一种计及 ECL 影响的 IGPS连锁故障评估方法。首先，提出 ECL 占比与切除优先度模型，分析不同占比与切除优先度下连锁故障在电、气网间的传播特性；其次，基于天然气动态传输模型与电力稳态直流潮流模型，分别建立电、气网优化调度模型，以协同仿真 IGPS 故障连锁过程；然后，建立结构损失指标和负荷损失指标以评估分析故障演化的影响，从而建立连锁故障评估模型；最后，利用 IEEE RTS 24 节点系统与 29 节点天然气系统构建测试系统验证所提模型的有效性。1 IGPS 负荷占比指标与切除优先度指标 图1表示电力系统发生初始故障进而诱发IGPS连锁故障的过程。当电力系统发生初始故障或扰动集1a时，调度部门将执行优化调度措施以平衡功率或消除过载。然而，优化调度将会改变耦合节点处的功率(即耦合功率，此时为能源转换设备 GT 的输出量和 P2G 的输入量)，这可能会将影响传播到天然气系统中，造成天然气系统故障或扰动集 b1。同理，当天然气系统优化调度时也会通过改变耦合功率(此时为 GT 的输入量和 P2G 的输出量)对电力系统产生影响，导致电力系统故障或扰动集2a，甚至进一步引起天然气系统故障或扰动集2b。在连锁故障过程中，天然气系统与电力系统受故障或扰动影响的大小主要取决于耦合功率的变化程度。因此，本文从 ECL 角度出发，重点分析其占比与切除优先度对 IGPS 连锁故障的影响。图 1 IGPS 连锁故障传播过程 Fig.1 Propagation of cascading failures in integrated gas and power system ECL 不同的占比与切除优先度将会导致 IGPS网间能量传输发生改变，影响连锁故障在两网间的康海鹏，等 计及能源转换负荷影响的气电耦合系统连锁故障评估 -135-传播特性。因此，本文提出两类指标对不同 ECL 占比与切除优先度下连锁故障的影响进行分析。1)ECL 占比指标 IGPS 中的电力系统或天然气系统中均可能含有传统负荷与 ECL。为描述 ECL 在电力负荷或天然气负荷中所占比例对连锁故障的影响，本文建立电网与气网的 ECL 占比指标。电力系统中 ECL 为 P2G 负荷。P2G 负荷占比指标可表示为 P2GP2GTEP2G,iniP2GP2GTE,ini,iniii Siji Sj SDDD=+(1)式中：P2G为电力系统中 P2G 负荷的占比；P2G,iniiD为初始状态时节点i处的 P2G 负荷；TE,inijD为初始状态时节点j处的传统电力负荷；P2GS与TES分别为 P2G负荷节点集合与传统电力负荷节点集合。天然气系统中 ECL 为 GT 负荷。GT 负荷占比指标可表示为 GTGTTGASGT,iniGTGTTGAS,ini,inimm Smnm Sn SDDD=+(2)式中：GT为天然气系统中 GT 负荷占比；GT,inimD为初始状态时节点m处 GT 负荷；TGAS,ininD为初始状态时节点n处传统天然气负荷；GTS与TGASS分别为GT 负荷节点集合与传统天然气负荷节点集合。2)ECL 切除优先度指标 电力系统或天然气系统发生故障或传输阻塞时，调度人员通常采取调整源侧出力或压力与切除荷侧负荷措施，实现电力系统或天然气系统安全稳定运行。削减单位负荷所耗成本越小，该负荷削减的优先程度通常将会越大，即可认为削减的优先程度与削减成本成反比关系。通常切负荷时会优先切除 ECL，为刻画 ECL 优先程度对连锁故障的影响，本文建立电网与气网的 ECL 切除优先度指标。电力系统中传统电力负荷的平均削减成本所占比重越大，即 P2G 负荷的平均削减成本所占比重越小，则可认为 P2G 负荷切除优先程度越大。因此，P2G 负荷切除优先度指标可定义为 TETEP2GTETEiniP2GTETEP2GP2Giniini/ii Siji Sj SCNCNCN=+(3)式中：P2G为电力系统中P2G负荷切除优先度；TEiC为节点i处削减单位传统电力负荷所耗成本；P2GjC为节点j处削减单位P2G负荷的惩罚成本；为保证P2G负荷切除的优先性，须TEiC大于P2GjC；TEiniN与P2GiniN分别为初始状态时传统电力负荷节点数目与P2G负荷节点数目。与电力系统中ECL切除优先度指标类似，天然气系统中GT负荷切除优先度指标可定义为 TGASTGASGTTGASTGASiniGTTGASTGASGTGTiniini/mm Smnm Sn SCNCNCN=+(4)式中：GT为天然气系统中GT负荷切除优先度；TGASmC为节点m处削减单位传统天然气负荷所耗成本；GTnC为节点n处削减单位GT负荷的惩罚成本；为保证GT负荷切除的优先性，须TGASmC大于GTnC；TGASiniN与GTiniN分别为初始状态时传统天然气负荷节点数目与GT负荷节点数目。2 IGPS 连锁故障评估模型 2.1 连锁故障数学模型 IGPS中任意子网发生故障时将会进行优化调度，以致耦合功率发生改变，从而诱发连锁故障，因而采用电力系统与天然气系统交替调度的方式进行连锁故障模拟。电力系统与天然气系统中的能量流动惯性有很大差别，电能的传输速度几乎为光速，而天然气的流动速度约10 m/s级20。在发生故障或受到扰动后，电力系统可能会瞬间达到新的运行状态，而天然气系统则需要很长时间。鉴于此，分别以稳态模型与动态模型计算电力网络与天然气网络的潮流。2.1.1电力系统优化调度模型 电力系统发生故障时，调度人员会立刻调整发电机的出力以平衡功率或消除过载，阻止连锁故障进一步演化导致大规模停电事故。若发电机调整至最大出力时仍无法满足负荷需求，则需要切除电力系统中部分负荷。具体过程可通过下列优化调度策略实现。连锁故障过程中电力系统优化调度的目标函数为 EGTEP2GGGTETETE,1,P2GP2GP2G,1,min()()ii tii ti ti Si Sii ti ti SC PCDDCDD-+-+-(5)式中：GiC为电力系统中节点i处的发电成本；G,i tP为t时刻电力系统中节点i处的发电机输出功率；TE,i tD为t时刻节点i处的传统电力负荷；P2G,i tD为t时刻-136-电力系统保护与控制电力系统保护与控制 节点i处的P2G负荷；EGS为发电机节点集合。连锁故障过程中电力系统优化调度的约束条件如式(6)式(12)。GTEP2G,ii tij ti ti tijPFDD+=+(6),()ij tiji tj tFb=-(7)Rated,ij tijFF (8)GGG,min,maxii tiPPP (9)P2GP2GP2G,1,max0i ti tiDDD-(10)TETETE,1,max0i ti tiDDD-(11)GGG,1,Ri ti tiPPP-(12)式中：,ij tF为t时刻流过线路ij的功率；i表示与节点i相连的线路集合；,i t与,j t分别为线路ij两端电压相位角；ijb为线路ij的电纳；RatedijF为线路ij的额定容量；G,maxiP和G,miniP分别为节点i处发电机出力上下限；P2G,maxiD为节点i处P2G负荷削减量上限；TE,maxiD为节点i处传统电力负荷削减量上限；G,RiP为节点i处发电机爬坡限制。2.1.2天然气系统优化调度模型 在天然气系统发生故障后，调度部门可以调整气源压力以减少故障带来的影响。若压力调整后仍然无法满足运行约束(如天然气缺额与管道阻塞等现象)，则进行切负荷操作。调整气源压力与切负荷的数量可通过优化调度策略进行计算。连锁故障过程中天然气系统优化调度的目标函数为 GSTGASGTGSGSTGASTGAS,1,TGASGTGTGT,1,1min()()mm tm tmm tm Sm Sm tmm tm tm SCCDDCDD-+-+-(13)式中：mC为天然气系统中节点m处天然气供应成本；GS,m t为t时刻节点m处气源压力；TGAS,m tD为t时刻节点m处传统天然气负荷；GT,m tD为t时刻节点m处GT负荷；GSS为气源节点集合。连锁故障过程中天然气系统优化调度的约束条件如下。1)流量传输约束 考虑到天然气动态传输模型复杂且计算量大的特点，本文以Wendroff差分的动态传输模型计算未安装压缩机管道的流量21。差分模型、压力约束与流量约束如式(14)式(17)所示。,1,1,1,1,1,11()()()04n tm tn tm tmnn tm tn tm tmnmnn tm tn tm tmnmnMMMMAtLtMMMMdA-+-+-+-+=(14),1,12,1,1()0n tm tn tm tn tm tn tm tmnmnt cMMMMLA-+-+-+-=(15),mmm t (16),mmm tMMM (17)式中：,m t和,n t分别为t时刻管道mn两端的气压；,m tM和,n tM分别为管道mn进口端流量和出口端流量；mnd、mnL和mnA分别为管道mn的直径、长度和横截面积；t为传真时间步长；为管道摩擦系数；mn为1t-时刻通过管道mn的天然气平均流量，mn=2,1,1,1,12m tn tmnm tn tMMcA-+|，其中2cRTZ=，一 般 取 气 体 常 数500R=，温 度273 KT=，压缩系数0.9Z=22；m和m分别为节点m处气压上下限；mM和mM分别为节点m处流量上下限。2)节点平衡约束 在含节点,1,m mmk+的交汇节点处，需假设天然气充分混合且无堆积现象。因此，交汇节点处压力与流量约束可表示为式(18)和式(19)。,1,2,m tmtmtm k t+=(18),1,2,0m tmtmtm k tMMMM+=(19)3)气源出力约束 气源出力受设备类型与压力等因素的束缚，其出力范围为,mmm tWWW (20)式中：,m tW、mW与mW分别为t时刻节点m处气源出气量及其上下限。4)压缩机约束23 天然气在管道运输过程中会因摩擦和热交换导致能量损耗，进而造成压力降低。为弥补压降，通常会在管网中安装压缩机。沿管道mn安装的压缩机的压缩比与耗量约束如式(21)和式(22)所示。,ccccccm tn tm tcS (21)loss,cc tcm tMM=(22)式中：,cm t和,cn t分别为t时刻压缩机c入口端和出康海鹏，等 计及能源转换负荷影响的气电耦合系统连锁故障评估 -137-口端节点处气压；cS为压缩机集合；c和c分别为压缩机c压缩的上下限；c为压缩机c的耗量系数；,cm tM与loss,c tM分别为流入压缩机c的流量和压缩机c消耗的流量。5)负荷削减约束 天然气传统负荷与GT负荷的削减量均应控制在一定范围内，如式(23)、式(24)所示。TGASTGAS,max0m tmDD (23)GTGT,max0m tmDD (24)式中：TGAS,m tD与TGAS,maxmD分别为t时刻节点m处传统天然气负荷的削减量及其上限；GT,m tD与GT,maxmD分别为节点m处GT天然气负荷的削减量及其上限。式(13)式(24)为天然气优化调度模型，构成线性规划问题，可用CPLEX求解器对其进行求解。2.1.3隐性故障模型 继电保护的隐性故障在电力系统正常运行时并不会显现。当电力系统受到扰动或故障等影响引起系统潮流重新分配时才会被触发，从而导致保护误动作切除线路，驱动连锁故障并扩大停电范围。继电保护的隐性故障概率模型24如图2所示。图 2 继电保护的隐性故障概率模型 Fig.2 Hidden failure probability model for relay protection 其中，ijF为线路ij上通过的功率；maxijF为线路ij上允许通过的最大功率，其值一般设置为1.4倍的RatedijF；当RatedijijFF时，该线路中保护的隐性故障概率很小，即由隐性故障导致线路跳闸的概率很小，为0p；当RatedmaxijijijFFF时，隐性故障概率随ijF的增大呈线性增长；当maxijijFF时，隐性故障概率达到最大值1，如式(25)所示。Rated0Rated0Ratedmax0maxRatedmax,(1)(),1,ijijijijijijijijijijijpFFpFFppFFFFFFF|-|=+-|(25)2.1.4 电-气耦合模型 IGPS 中耦合设备 P2G 与 GT 的投入可实现电力系统与天然气系统间能量的双向流通。1)P2G 模型 P2G 通过电解水制出氢气，然后将氢气与二氧化碳合成甲烷，最终将甲烷注入天然气系统25。P2G 中能量转化总过程可表示为 P2GP2G,P2G,G=mii ttDMH (26)式中：P2G,m tM为天然气系统节点 m 处经 P2G 设备(与电力系统节点 i 相连)输入的天然气流量；P2Gi为P2G 设备(与电力系统节点 i 相连)转换效率；GH 为天然气热值。2)GT 模型 GT 通过燃烧天然气产生电力功率，并将其输入电力系统。GT 中能量转化过程可表示为 GTGTGT,Gi tmm tPDH=(27)式中：GT,i tP为 t 时刻电力系统节点 i 处 GT(与天然气系统节点 i 相连)出力；GTm为 GT(与天然气系统节点 m 相连)转换效率。2.1.5 影响评估指标 1)电网损失指标 从拓扑完整性角度看，电网连锁故障结束后损失节点占初始状态节点总数的比例可反映连锁过程对电网拓扑结构的损坏程度26。为此，提出电网结构损失率如式(28)所示。PpinimaxtopoPini=sNNRN-(28)式中：ptopoR为电网结构损失率；PiniN为初始状态时电网节点数目；maxsN为连锁故障结束后电网最大孤岛 s 的节点数目。电网结构损失率越大，电网损失的节点越多，网络结构受损程度越严重。从物理运行特性角度看，电网连锁故障后损失负荷占初始状态总电力负荷的比例可反映连锁过程对电网供能效率的影响14。因而，提出电网负荷损失率，如式(29)所示。PbusiniPinip,ini,finp111loadp,ini1llNNNliiiliNiiDDRD=-=(29)式中：ploadR为电网负荷损失率；p,iniiD为电网中节点i 处的初始负荷；,finliD为故障结束后孤岛 l 内节点 i处的剩余负荷；lN 为连锁故障结束后电网孤岛的数目；buslN为连锁故障结束后孤岛 l 的节点数目。负-138-电力系统保护与控制电力系统保护与控制 荷损失率越大，电力系统负荷损失越严重，网络供能效率越低。2)气网损失指标 气网侧由单一初始故障引发多个节点损失的情况较为少见16，而且在实际中管线过载现象很少发生14,22，所以由过载导致管道切除的情况较为罕见。因此，从物理运行特性方面进行研究，提出气网负荷损失率，如式(30)所示。GASGASGASgg,ini,fing11loadg,ini1NNmmmmNmmDDRD=-=(30)式中：gloadR为气网负荷损失率；g,inimD为节点 m 处的初始负荷；g,finmD为连锁故障结束后气网节点 m处的负荷；NGAS为气网的节点数目。与电网类似，气网负荷损失率越大，天然气负荷损失越严重，气网供能效率也就越低。2.2 连锁故障协同仿真框架 电网发生初始故障可能会引起电网内部连锁故障，因此需要对电网进行优化调度。电网连锁故障可能会改变耦合功率进而影响气网运行状态，所以 需要对气网进行优化调度。进一步地，这种影响反过来传至电网，使其进行优化调度。图 3 为 IGPS 中电网与气网交替调度协同仿真连锁故障的框架。鉴于电能传输极快，当气网侧耦合功率发生变化(必然引起电网侧耦合功率变化)时，电网的状态会瞬间发生改变，因此每当气网侧耦合功率改变时对电网优化调度模拟一次。然而，天然气传输过程具有较强的延时性，电网优化调度过程中故障发生、故障切除与紧急过负荷控制等在短时间内不会对气网的状态产生太大影响27，因此不必为电网优化调度设置仿真步长，即可认为电网优化调度过程瞬间完成。因此，可等到电网优化调度及过程中的连锁故障结束后，对气网优化调度过程模拟一次。例如，电网发生故障后，优化调度将会进行，待其结束后耦合信息将会传递到气网。气网在执行优化调度时以仿真时间步长 t 计算动态潮流推进连锁故障过程。若由于切除了 GT 负荷或者需要 P2G 设备产生更多天然气等影响到气网侧耦合功率，则无需继续进行气网优化调度，而是立刻进入电网优化调度过程。如此反复，通过电网优化调度与气网优化调度的交替协同模拟，最终实现IGPS 连锁故障的仿真全过程。图 3 电网与气网间连锁故障协同仿真框架 Fig.3 Schematic diagram of the co-simulation for cascading failures between power grid and gas network 2.3 连锁故障影响评估过程 基于 2.2 节中电网与气网间连锁故障协同仿真框架，图 4 描绘了电网故障诱发 IGPS 连锁故障的影响评估流程。其中，红色虚线框表示电网优化调度过程，蓝色虚线框表示气网优化调度过程。利用式(1)式(4)确定 ECL 占比与切除优先度以及 IGPS初始状态后，在电网中随机选取初始故障以诱发连锁故障。IGPS 连锁故障具体仿真步骤如下。1)电网优化调度过程 步骤 1：依据文献28中方法平衡孤岛功率，利用式(6)和式(7)计算各子网直流潮流。步骤 2：利用式(8)判断是否存在过载现象。若存在则进入下一步；否则，进入步骤 5。步骤 3：利用式(5)式(12)计算电网的优化潮流。若调度中心发生信息中断、EMS 故障28等无法执行调度或优化潮流计算不收敛，则进入下一步；否则进入步骤 5。步骤 4：按照式(25)所示的继电保护隐性故障概率切除线路。若有线路切除则进入下一步；否则返回步骤 1。步骤5：依据式(26)和式(27)计算耦合功率信息，即 P2G 输出的天然气流量和 GT 消耗的天然气流量。然后进入气网优化调度过程。2)气网优化调度过程 步骤 1：更新连锁故障仿真演化时间。步骤 2：利用式(14)、式(15)、式(18)和式(19)计算 t 时间后的气网潮流。若运行约束式(16)、式(17)、式(20)式(24)越限则进入步骤 4；否则进入下一步。步骤 3：判断气网潮流是否达到稳态。若达到康海鹏，等 计及能源转换负荷影响的气电耦合系统连锁故障评估 -139-稳态则第 k 次连锁故障结束，利用式(28)式(30)计算电、气网连锁故障评估指标；否则进入步骤 1。步骤 4：利用式(13)式(24)调整气源压力、削减天然气负荷至气网在正常范围内运行。步骤 5：根据式(26)和式(27)判断耦合功率信息是否改变。若耦合功率未改变则进入步骤 1；若改变则进入电网优化调度过程。重复模拟上述电网优化调度与气网优化调度过程直至达到最大仿真次数 kmax，则退出整个仿真过程。此外，气网发生初始故障从而诱发 IGPS 连锁故障的评估流程见图 5。图 4 电网故障诱发的 IGPS 连锁故障评估流程 Fig.4 Flowchart of cascading failures assessment of IGPS triggered by failures of power grid 图 5 气网故障诱发的 IGPS 连锁故障评估流程 Fig.5 Assessment process of cascading failures of IGPS triggered by failures of gas network 3 算例分析 本文所采用的气电耦合测试系统由 IEEE RTS 24 节点系统与 29 节点天然气系统14构成，如图 6所示。电力系统中含有 3 台燃气机组，即 GT1、GT2和 GT3，分别由天然气系统节点 19、16 和 29 供应燃气进行发电，其余 8 台发电机均为火力发电机组；天然气系统中含有 3 个 P2G 气源，即 P2G1、P2G2和 P2G3，分别由电力系统节点 6、8 和 19 提供有功功率进行产气，其余气源均为传统气源。电力系统中初始故障集pF 主要考虑输电线路Nk-故障，1,2,3k=；天然气系统中初始故障集-140-电力系统保护与控制电力系统保护与控制 gF 主要考虑气源故障和管道1N-故障。仿真前须从pg,FF F=中随机选取一个初始故障以诱发IGPS连锁故障。每种场景下均设置最大仿真次数为maxk=2000，天然气动态传输模型中1mint=10,29。定义为电网结构损失率大于等于对应ptopoR的概率；定义为电网负荷损失率大于等于对应ploadR的概率；定义为气网负荷损失率大于等于对应gloadR的概率。图 6 气电耦合测试系统 Fig.6 Integrated gas and power test system 3.1 ECL占比对连锁故障的影响 设置电、气网 ECL 切除优先度均为 70%。为研究 ECL 占比对 IGPS 连锁故障的影响，本文设置了如下 3 种场景。1)场景 1：电、气网 ECL 占比均为 15%，即电网 P2G 负荷占电力总负荷的 15%、气网 GT 负荷占天然气总负荷的 15%。2)场景 2：电、气网 ECL 占比均为 30%，即电网 P2G 负荷占电力总负荷的 30%、气网 GT 负荷占 天然气总负荷的 30%。3)场景 3：电、气网 ECL 占比均为 45%，即电网 P2G 负荷占电力总负荷的 45%、气网 GT 负荷占天然气总负荷的 45%。图 7 为电网发生初始故障诱发连锁故障时，不同 ECL 占比对电、气网中故障传播的影响对比图。由图 7 可见，分布曲线均呈下降趋势，说明随着损失率增大，大于对应损失率的连锁故障数目逐渐减少。图 7 电网发生初始故障时 ECL 占比对电、气网连锁故障的影响对比 Fig.7 Comparison of influences of proportion of ECL on cascading failures in power grid and gas network under initial failures in Fp 康海鹏，等 计及能源转换负荷影响的气电耦合系统连锁故障评估 -141-仿真结果表明，随着 ECL 占比的增大，电网结构损失率与负荷损失率及气网负荷损失率均显著增加，对电网的拓扑完整性破坏加重，电、气网的供能效率降低。这是由于电网发生初始故障后会进行优化调度，将造成：(1)GT 出力突增，导致气网压力越限及 GT 负荷增加，气网备用容量减少，受故障影响的风险增大；(2)P2G 负荷在占比较大的情况下切除较多，导致注入气网的气流量大幅减少，致使气网备用容量进一步减少且遭受故障的风险进一步增大。气网在受到严重影响后将进行优化调度，对于占比较大的 GT 负荷，其切除量也较大，电网受到影响也变大。该影响在电、气网间反复传播，可知 ECL 投入的占比增大将加剧系统整体的运行风险。图 8 为气网发生初始故障诱发连锁故障时，不同ECL占比对电网与气网中故障传播的影响对比图。由图 8 可知，较大的 ECL 占比会明显增大电网与气网的损失率，即大幅度增加系统整体的连锁故障影响。与上述原因相似，同样是由于 ECL 占比较大时耦合功率的变化也较大所致。由此可见，随着 GT等耦合设备投入规模的日益增大，IGPS 应具备充足的备用容量及其他灵活性资源以减轻连锁故障风险。图 8 气网发生初始故障时 ECL 占比对电、气网连锁故障的影响对比 Fig.8 Comparison of influences of proportion of ECL on cascading failures in power grid and gas network under initial failures in Fg 3.2 ECL切除优先度对连锁故障的影响 为研究优化调度中 ECL 的切除优先度对连锁故障的影响，本文对比分析电、气网 ECL 切除优先度均分别为 55%、70%和 85%场景下连锁故障的传播特性。设置电、气网的 ECL 占比均为 30%。图 9 为电网诱发连锁故障时，不同场景的 ECL切除优先度下电、气网负荷损失率分布曲线对比图。由图 9 可知，随着 ECL 切除优先度的升高，电网与气网发生连锁故障的损失与概率也显著增加，对电网拓扑完整性及电、气网的供能效率的影响程度也不断增大。这是因为当 ECL 切除优先度较高情况下，电网诱发连锁故障时，其调度中心除调整燃气机组出力外，还会优先切除较多 P2G 负荷，这对气网造成的影响变大。在气网优化调度时也会优先切除 GT 负荷，此时耦合功率可能发生较大变化，会进一步加重电网中的故障。如此反复，最终导致连锁故障风险增大。图 9 电网发生初始故障时 ECL 切除优先度对电、气网连锁故障的影响对比 Fig.9 Comparison of influences of priority of shedding ECL on cascading failures in power grid and gas network under initial failures in Fp-142-电力系统保护与控制电力系统保护与控制 图10 为气网诱发连锁故障时，不同场景的ECL切除优先度下电、气网负荷损失率分布曲线对比图。电网结构损失率均非常小甚至为 0，所以本文不展现电网结构损失率分布曲线图。整体上看，较高的ECL 切除优先度会增加电、气网损失率，加重系统整体的运行风险。与上述原因相似，较高的 ECL 切除优先度对耦合功率改变也较大。图 10(a)中当电网负荷损失率大于 0.19 时，3 种场景对应的概率无明显差异，这主要是因为此时天然气系统初始故障为气源故障或关键管道故障，导致天然气供应严重缺额，因此气网在 3 种场景下均被迫切除大部分 GT负荷。这对电网造成的影响差别不大，因而电网反过来对气网造成的影响差别也不大。由此可见，ECL切除优先度在优化调度中并未起到较大作用。图 10 气网发生初始故障时 ECL 切除优先度对电、气网连锁故障的影响对比 Fig.10 Comparison of influences of priori