緩減電壓暫降影響的電-氣綜合能源系統儲氣裝置選址定容方法

張 逸，張 妍，張 嫣，王建勛

（1. 福州大學 電氣工程與自動化學院，福建 福州 350108；2. 國網泉州供電公司，福建 泉州 362000）

0 引言

電-氣綜合能源系統通過燃氣輪機等耦合設備將電力系統和天然氣系統緊密地聯系在一起，實現了不同能源之間的優勢互補，具有節能、運行靈活等優點［1］。但是，電-氣綜合能源系統中電力系統和天然氣系統相互耦合，其中一個系統出現故障會影響另一個系統，導致電-氣綜合能源系統失負荷問題比單一系統更復雜，損失巨大［2-3］。

當前，已有國內外學者對電-氣綜合能源系統的電-氣交互影響進行了研究：文獻［4-6］主要研究了天然氣網絡發生故障如何對電-氣綜合能源系統產生影響；文獻［7］對電力系統發生故障和天然氣系統發生故障如何影響另一種能源系統均進行了分析；文獻［8］以燃氣輪機為耦合設備，分析了電網節點注入功率對天然氣系統的影響，文獻［9］基于靈敏度分析了電-氣綜合能源系統間的耦合機理，文獻［8-9］還提出了提升電-氣綜合能源系統可靠安全運行的方法，但是未給出具體定點定量的解決措施。文獻［4-9］基本研究的是一種系統發生故障后如何通過耦合設備影響另一系統的單次過程，實際中交互影響是往復多次的。例如：天然氣網壓縮機是重要的耦合設備，電力系統發生故障引發的電壓暫降將導致變頻驅動的壓縮機停機，使燃氣管道氣壓降低，影響氣負荷流量［6］，燃氣輪機作為天然氣網的負荷，也會因供氣量不足而減少出力，反過來二次影響電力系統。同時，現有文獻大多是分析電網發生故障如何進一步影響電-氣綜合能源系統的，尚未涉及電壓暫降等電能質量問題。實際中，單點一次電網發生故障將引發多點數次電壓暫降，后者已經成為最嚴重和最頻繁的電能質量問題［10］。但目前暫無學者從電壓暫降角度出發，研究電壓暫降對電-氣綜合能源系統的影響。傳統電壓暫降治理手段［11-13］，例如安裝動態電壓恢復器（DVR）等治理方法，僅從電氣角度出發提高供電質量或者設備的耐受能力，導致治理手段單一且成本較高，在電-氣綜合能源系統中并不適用，也未發揮其電-氣耦合的互補優勢。

針對以上問題，本文在研究電力系統發生電壓暫降時通過耦合設備多次影響電-氣綜合能源系統原理的基礎上，借鑒文獻［14］的思想，提出了含儲氣裝置的電-氣綜合能源系統電壓暫降緩減方法，并對其選址定容問題進行了研究。首先，選用天然氣網節點靈敏度等因素作為選址依據，在考慮節點負荷的前提下，對各節點靈敏度進行理論分析；然后，考慮儲氣裝置的定容規劃，分析儲氣裝置投資成本、運維費用和治理后所獲效益，利用過程參數免疫時間（PIT）曲線建立的經濟損失評估模型計算治理前后電壓暫降對電-氣綜合能源系統造成的經濟損失，并基于此確立目標函數；最后，利用粒子群優化（PSO）算法尋優求解，得到儲氣裝置的最優配置結果。該緩減方法從物理角度出發，針對電-氣綜合能源系統進行電壓暫降治理，與其他方法相比，在保證治理效果的情況下可以使治理成本大幅降低。

1 電壓暫降對電-氣綜合能源系統的影響以及經濟損失評估

1.1 電壓暫降對電-氣綜合能源系統的影響

壓縮機是電-氣綜合能源系統的重要耦合設備，其前端接有變頻器［15］，變頻器是電壓敏感設備，當電壓暫降幅值超過變頻器閾值時，變頻器就會停止運行，進而影響壓縮機正常工作。壓縮機一旦發生故障，會導致管道內天然氣氣壓降低，必要時需要切除一定的氣負荷以保證系統正常運行［16］，如西北電網某750 kV 線路發生故障，導致整個地區電壓暫降，西氣東輸壓氣站的4 臺壓縮機由于暫降停機造成負荷停運，會帶來較大影響。同時，需要天然氣系統供氣的燃氣輪機也會因供氣不足導致出力降低［2］，致使電力系統需切除一定的電負荷來維持系統正常運行。因此，發生電壓暫降時，電-氣綜合能源系統中的級聯傳播和交互影響過程如圖1所示。

圖1 電壓暫降對電-氣綜合能源系統影響的示意圖Fig.1 Schematic diagram of effect of voltage sag on integrated electricity-gas energy system

1.2 基于PIT曲線的經濟損失評估

由電壓暫降導致的電-氣綜合能源系統切除負荷的經濟損失評估面臨的困難是對損失程度難以量化。由于在能量傳輸特性方面，天然氣具有滯延性［17］，電壓暫降瞬間對天然氣網幾乎無影響，但電壓暫降導致壓縮機故障后，天然氣節點氣壓會隨著壓縮機故障時間的增加而不斷下降，PIT曲線可以反映這種物理參數隨時間變化的過程［18］，因此可以利用PIT 曲線評估電-氣綜合能源系統暫降損失。參考文獻［19］的經濟損失評估模型可將電-氣綜合能源系統電壓暫降年度經濟損失模型定義為：

式中：Esag為電壓暫降年度經濟損失；EL、EG分別為天然氣系統切負荷損失和電力系統切負荷損失；M為電壓暫降導致壓縮機年度故障次數，其值與系統年度電壓暫降概率和暫降強度有關；qi為用戶負荷節點i發生切負荷損失事件對全切負荷損失事件的等效概率；Ci為用戶負荷節點i全切負荷平均損失；qj為燃氣輪機j感知損失事件對中斷損失事件的等效概率；Cj為燃氣輪機j中斷時切電負荷平均損失；n、m分別為天然氣系統用戶負荷節點數和天然氣系統燃氣輪機數。

由于實際情況下很難得到壓縮機故障期間的所有數據，所以當數據不足時，本文采用分段線性插值法逼近PIT 曲線［19］。設插值節點T=T0，T1，…，Tk，…，Ta，且T0

非中斷損失與物理參數的偏離度平方成正比［14］，定義單次非全切除負荷事件的嚴重度因子θ為：

式中：S(T)為物理參數隨時間T的偏離度，可由式（4）表示。

式中：PTN為物理參數正常值。

實際情況下，當氣壓偏離程度達到一定程度α時，系統開始切負荷，天然氣系統氣壓偏離程度越大，電-氣綜合能源系統切除的負荷量越多，造成的損失越大。

電壓暫降導致壓縮機發生故障后，當S(T)=α時，可根據式（4）求得系統發生經濟損失事件的開始時間t0，則系統發生經濟損失事件的概率q為：

式中：t1為壓縮機故障時間；f(T)為壓縮機故障持續時間的概率密度函數。

該經濟損失評估方法可作為下文提出的電-氣綜合能源系統電壓暫降緩減方法的效益測算依據。

2 儲氣裝置選址定容方法

2.1 儲氣裝置對電壓暫降的緩減作用

為了減少電壓暫降對電-氣綜合能源系統造成的影響和損失，可采用在天然氣系統中合理安裝儲氣裝置的緩減方法，該方法主要應用于電壓暫降對電-氣綜合能源系統產生了一定經濟損失的情況。電壓暫降導致天然氣系統中壓縮機發生故障時，儲氣裝置可解決供氣不足的問題，從而提升節點氣壓。節點氣壓得到改善后，PIT 曲線發生變化，會在原始曲線的基礎上向上移動，如圖2所示。圖中：PT0為開始切負荷時的氣壓值；PTimit為全切負荷時的氣壓值。安裝儲氣裝置后會得到新的損失概率和，由于儲氣裝置可補償節點氣壓，使氣負荷（包括燃氣輪機）氣壓盡量維持在正常運行值，可以盡量避免切氣負荷以及因燃氣輪機出力降低造成的切電負荷，故電-氣綜合能源系統發生經濟損失的概率會減小，從而減少電壓暫降造成的經濟損失。由于此緩減方法主要解決了電壓暫降致使壓縮機故障時，天然氣系統供氣不足導致天然氣系統會削減負荷以及燃氣輪機出力減少的問題，暫不涉及電網的敏感性負荷損失，所以下文主要針對這兩部分可以緩解的經濟損失進行實施緩減策略前后的評估。

圖2 節點氣壓PIT曲線Fig.2 PIT curves of nodal pressure

儲氣裝置的接入位置和容量的大小決定儲氣裝置是否能起到減少損失的作用，因此為充分發揮儲氣裝置的優勢，合理優化儲氣裝置的接入點和容量大小至關重要。由于系統本身的網架結構較為復雜，若同時優化儲氣裝置的接入點和容量，會增加優化問題的難度和復雜性。且實際工程中，儲氣裝置的選址要綜合考慮交通、環境、空間等因素，具備安裝條件的節點才可以進行安裝，確定好要安裝的節點位置后，才能有效地進行下一步的規劃。本文所提的選址方法是根據綜合選址系數從高到低進行選址的，若綜合選址系數高的接入點不滿足安裝條件，則可順延綜合選址系數次高的接入點，使選址變得更加簡單、方便。因此本文將優化過程分為選址和定容兩部分。

2.2 儲氣裝置選址方法

儲氣裝置對電-氣綜合能源系統的緩減作用與其接入位置的靈敏度［8，20］、距負荷節點距離、節點的年度電壓暫降經濟損失有關，故定義綜合選址系數η為：

式中：ωi為節點i的靈敏度；dij為節點i到節點j的距離；Es為負荷節點經濟損失總和；Ei為節點i處儲氣裝置的經濟損失；Ej為除儲氣裝置接入節點外其他節點j的年度暫降損失。下面具體介紹靈敏度計算方法。

天然氣輸送系統由供應者、儲氣裝置、加壓站、管道、消費者組成，且天然氣網絡約束與電力網絡約束相似，故類比電力網絡，天然氣網絡的平衡方程可表示為［21］：

式中：fij為天然氣管道ij傳輸的流量；γ為天然氣管道常數；pi、pj分別為天然氣網絡節點i、j的壓強；Sij為表征天然氣管道ij內氣體流向的變量。

天然氣系統通過壓縮機提升節點氣壓，壓縮機所消耗的流量方程可以近似為：

式中：fQC為壓縮機所消耗的流量；kc為壓縮機常數；Qf為流過壓縮機的流量率。

天然氣網絡的靈敏度分析可以反映天然氣系統節點壓強變化對天然氣系統節點流量的影響。根據天然氣管道有無壓縮機，由式（7）、（8）可得靈敏度ω計算公式如下：

綜上，儲氣裝置選址流程如附錄A圖A1所示。

設系統安裝儲氣裝置上限為y臺（實際工程中由于各類條件限制，y一般不會很大），后續則遍歷安裝不同臺數（1—y臺）的儲氣裝置時的最佳容量及其效益，并根據具體情況選取最佳安裝方案。

2.3 儲氣裝置定容方法

2.3.1 目標函數

在天然氣系統安裝儲氣裝置后，當電壓暫降使天然氣網氣壓降低時，儲氣裝置可及時供氣，以維持天然氣網氣壓水平，改善負荷節點供氣壓力，其氣壓為：

式中：psagi和分別為發生電壓暫降后天然氣網絡節點i的氣壓值和通過儲氣裝置進行改善后的節點氣壓值；βi為節點i處儲氣裝置提升氣壓系數，與儲氣裝置的位置和容量有關，其表達式見式（11）。

式中：μi為節點i處儲氣裝置位置提升氣壓系數，其與安裝節點到負荷節點距離和節點靈敏度有關；λi為節點i處儲氣裝置容量提升氣壓系數。參考文獻［9，20］，μi和λi的表達式可分別改寫為：

式中：νi為節點i處儲氣裝置流速；σ為系數；Wi為節點i處儲氣裝置容量；ν∑loadi為流經節點i的負荷峰值之和。

利用式（10）—（13）計算安裝儲氣裝置后，天然氣網遭受電壓暫降事件時各節點氣壓值，所得氣壓值用以求下文目標函數中的q′。

儲氣裝置安裝的數量以及容量在不超出負荷容量的情況下越大，電壓暫降對電-氣綜合能源系統造成的經濟損失越小，但考慮到電壓暫降次數有限，儲氣裝置的安裝及平時運行維護需要成本，為使總體效益最高，需要尋找安裝儲氣裝置最佳安裝方案。為使方案達到最優，以效益最大值為目標函數，即：

式中：EL′為實施緩減方案后電壓暫降時電力系統切負荷的經濟損失；EG′為實施緩減方案后電壓暫降時天然氣網絡切負荷的經濟損失；ES為儲氣裝置年等值成本和年運行維護費用之和。

1）安裝儲氣裝置后電壓暫降時天然氣網絡切負荷的經濟損失為：

2）安裝儲氣裝置后電壓暫降時電網切負荷的經濟損失。

天然氣系統安裝儲氣裝置可以緩解電壓暫降導致的燃氣輪機出力降低的問題，從而降低電力系統切負荷概率，即實施緩減方案后的損失為：

3）儲氣裝置年投資費用。

式中：acom為壓縮機所安裝的節點集合；Cinv，i為節點i處儲氣裝置初始等年值成本；Conm，i為節點i處儲氣裝置年運行維護費用；Cf為單位容量投資成本；Cr為單位容量的運行維護費用；N為儲氣裝置使用年限；r為年折舊率，一般取10%。

2.3.2 約束條件

1）儲氣裝置節點安裝容量約束。

某節點安裝的儲氣裝置供氣量不應超過天然氣網節點以及經過該節點流入后方的負荷需求量。

式中：νloadi為節點i處負荷峰值；ν′loadi為經過節點i流入后方的負荷峰值。

2）儲氣裝置接入總容量約束。

為使儲氣裝置供氣量在可控制的范圍內，應對儲氣裝置安裝總容量進行限制。

式中：Wbase為氣源供給值。

3）流量和氣壓約束。

在運行過程中，天然氣網的流量和氣壓必須在合理的范圍內，安裝的儲氣裝置作用時，也應保證氣網流量和氣壓不越限，具體分別如下：

2.4 求解流程

首先根據電壓暫降歷史數據或利用仿真（如新建工程或未安裝監測設備，無暫降歷史數據）獲得壓縮機故障次數；其次，對儲氣裝置進行選址定容分析；然后，基于PIT 曲線評估計算緩減方案實施前后的年度電壓暫降損失、儲氣裝置年度費用；最后，對目標函數進行優化求解。因用經典的數學方法在求解系統節點數較多時過程繁瑣、復雜，故本文選擇通用性強且最優解精確度較高的啟發式優化算法進行求解。具體流程如圖3所示。

圖3 電-氣綜合能源系統電壓暫降緩減方案流程圖Fig.3 Flowchart of scheme for mitigating voltage sag of integrated electricity-gas energy system

3 算例分析

3.1 算例說明

本文算例對電力網絡進行電壓暫降仿真，探究其對電-氣綜合能源系統的影響，并且為驗證本文從物理角度出發所提治理方法的有效性，將其與電氣治理方法進行了對比分析。

以IEEE 14節點電力系統和11節點天然氣系統構成的電-氣綜合能源系統為例驗證本文所提方法的有效性，算例結構圖如附錄A 圖A2所示。圖中電力系統節點編號為E1—E14，天然氣系統節點編號為G1—G11，GT1、GT2為燃氣輪機，C1、C2為壓縮機。燃氣輪機負荷接入天然氣系統節點G3、G5，用戶負荷接入節點G4、G8—G11。GT1由天然氣節點G3供氣接入電力系統節點E1，GT2由天然氣節點G5供氣接入電力系統節點E6，天然氣系統中的2 臺壓縮機分別由電力系統節點E5和E12供電。

儲氣裝置參數、壓縮機參數、天然氣系統各節點壓力值、天然氣負荷、天然氣系統各負荷節點全切負荷（包括接入燃氣輪機節點）時的經濟損失、天然氣網絡各節點間距離等相關參數分別見附錄A 表A1—A6。其中實際系統中天然氣各負荷節點全切負荷、燃氣輪機損失可以根據實際的調研數據和歷史故障數據統計得到，對于無歷史數據的，可根據天然氣網絡節點供氣量乘以單位供氣價格進行估算。本文仿真算例中的數據是根據實際情況合理預設得來的。跟據天然氣負荷數據以及約束條件，可得各節點安裝儲氣裝置容量的上限值，具體數值如附錄A表A7所示。

根據文獻［22］以及參考西北某天然氣網絡的實測數據，可得天然氣系統各節點氣壓允許范圍以及極限值，即當電壓暫降造成天然氣負荷節點氣壓偏離程度達0.3 后，系統就會開始部分切負荷，當節點氣壓小于4 MPa 時，節點負荷會被全部切除。當暫降幅值低于壓縮機耐受程度的上限值時，壓縮機會發生故障，壓縮機發生故障后的氣壓變化情況與電壓暫降幅值無關，下降趨勢基本相同，根據式（2）可得天然氣負荷節點的PIT 曲線，具體如附錄A 圖A3所示。

3.2 電壓暫降仿真分析

對于有實際歷史電壓暫降數據的已建成系統，可根據實際情況獲得電壓暫降導致的壓縮機故障次數。如新建工程或未安裝電壓暫降監測設備，無電壓暫降歷史數據時，可依據電壓暫降仿真分析獲得故障次數。

在本文算例中，參考文獻［23］對IEEE 14 節點電力系統按單相接地短路故障、兩相接地短路故障、兩相短路故障、三相短路故障6.5∶2∶1∶0.5 的比例在各條線路上進行仿真，共計仿真1 000 次，得到各節點電壓暫降情況，壓縮機接入E5、E12的殘余電壓幅值區間頻次分布如附錄A 圖A4 所示。根據電網繼電保護配置，設保護動作時間為［90，180］ms［24］，可認為在電網發生故障引起電壓暫降的情況下，該時間就是電壓暫降持續時間，因此本文假設電壓暫降持續時間在［90，180］ms 范圍內呈均勻分布。根據壓縮機接入節點的電壓暫降強度的頻數分布情況，并在已知壓縮機耐受程度的情況下，可得到壓縮機故障次數。

3.3 不同情景下的選址定容分析

在負荷一定的電-氣綜合能源系統中，電壓暫降對其造成的經濟損失影響主要取決于以下2 個方面：一是發生電壓暫降的頻率，二是設備的耐受能力。由于不同品牌和型號的壓縮機電壓暫降耐受程度不同，且所面向應用情景的年度暫降次數也不盡相同，2 種影響因素在不同情況下對電-氣綜合能源系統造成的經濟損失也是不同的。因此，本文根據實際情況以及在合理的取值范圍內，針對影響因素的不同情況進行組合，即將暫降次數的多少與壓縮機耐受程度高低進行組合，共計得到4 種組合方式，且當2 次暫降的相隔時間小于暫降導致壓縮機的停運時間時，可將其間發生的電壓暫降當成1 次，故在本文算例設置不同情景時，年度暫降事件其實是較少的，這是考慮到了有些電壓暫降事件是在短時間內多次發生的。綜上，采用如表1所示的4種典型情景進行選址定容分析，以驗證所提方法在不同應用情景下的性能。

表1 4種情景參數Table 1 Parameters of four scenarios

根據仿真結果得到的各節點電壓暫降比例情況，可得情景1 下壓縮機故障3 次，情景2 下壓縮機故障4 次，情景3 下壓縮機故障11 次，情景4 下壓縮機故障17 次。根據調研，壓縮機平均故障時間為2.5 h，則用本文所提的評估方法可計算緩減方案實施前后電-氣綜合能源系統年度暫降損失。根據式（2）—（6）可計算得到儲氣裝置安裝前氣網節點G4、G5、G8、G9的損失等效概率分別為0.023 7、0.019 9、0.019 2、0.026 4。由于節點G10、G11的氣壓仍能保持在正常運行區間內，故不產生損失，等效概率為0。則4 種情景下的年度暫降經濟損失分別為10.955、14.606、40.167、62.075萬元。

本文假設接入天然氣系統的儲氣裝置數量上限為3 臺，遍歷安裝1—3 臺儲氣裝置時的最佳效益。限于篇幅，下文以安裝2臺儲氣裝置為例詳細給出選址定容步驟，其他2種方案僅展示優化后的效益結果。

實際情況下，儲氣裝置的安裝要綜合考慮交通、空間利用等因素，本文設各節點均具備選址條件。依據2.3 節所提的儲氣裝置選址方法計算天然氣各節點靈敏度系數與4 種情景下的綜合選址系數，結果分別如表2 和表3 所示。因4 種情景下計算得到的各節點綜合選址系數相同，故天然氣各節點綜合選址系數用表3 統一表示。這是由于4 種情景下產生的經濟損失雖然不同，但各節點產生損失占其總損失的比例不變，故根據式（6）計算得到的綜合選址系數相同。

表2 天然氣系統節點靈敏度Table 2 Nodal sensitivity of natural gas system

表3 儲氣裝置綜合選址系數Table 3 Comprehensive location factor of gas storage device

根據表3 可得，選擇在G5、G8安裝2 臺儲氣裝置時安裝效果最佳。

利用PSO 算法對4 種情景下安裝2 臺儲氣裝置時的容量進行優化，其獲得的效益結果如圖4 所示，圖中λ5、λ8分別為接入G5和G8時的儲氣裝置容量升壓系數，陰影部分為利用函數繪出滿足條件的解的可行域，三角形標記位置對應最優的容量配置。容量優化的最終結果如表4所示。

圖4 4種情景下的方案效益優化圖Fig.4 Optimization diagrams of scheme benefit under four scenarios

表4 4種情景下的儲氣裝置容量優化結果Table 4 Capacity optimization results under four scenarios

根據圖4（a）、（b）可知，在壓縮機故障次數少、年度暫降經濟損失低的情況下，優化結果出現拐點，即儲氣裝置容量系數未達到其上限值時就會使效益達到最佳；根據圖4（c）、（d）可知，在壓縮機故障次數多、年度暫降損失高的情況下，優化結果基本呈線性上升，即儲氣裝置容量系數為其上限值時效益最佳。

圖5 為情景1—4 下安裝不同臺數的儲氣裝置時從物理角度提出的緩減方案效益對比，并與不進行治理、僅從電氣角度提出治理的方案進行對比。由于從電氣角度提出的采用備用電源的治理方法，需要在規劃設計階段進行考慮，額外建造備用電源或采用雙回路供電，將增加投資成本，同時，由于供氣網絡運行連續性要求，此方法較難適用于僅有單電源的現有系統改造。故本文與安裝DVR 的電氣治理方法進行對比，并參考文獻［13］計算得到最優DVR配置容量時的效益值。

圖5 4種情景下安裝不同數量的儲氣裝置效益與安裝DVR效益對比Fig.5 Comparison of benefits between installing different numbers of gas storage devices and installing DVR under four scenarios

從圖5 中情景1 可看出，安裝2 臺儲氣裝置時效益已達到最佳，這是由于該情景下電壓暫降導致的壓縮機年度故障次數較少，故年度暫降損失較小，增加1 臺儲氣裝置所需的費用要大于其帶來的效益。情景2 中，安裝3 臺儲氣裝置較安裝2 臺儲氣裝置時效益已經略有提升，但由于增加了儲氣裝置成本，其效果并不明顯?？梢?，在暫降次數較少且壓縮機耐受特性強和暫降次數增加但壓縮機耐受特性很強時，經濟損失較小，增加儲氣裝置臺數并不會使效益有明顯提高。情景1 和情景2 中采用安裝DVR 進行治理時，其效益均為負值，這是由于DVR 設備的成本過高，即使它能減少更多的損失，但其成本費用會高于其帶來的效益，使效益為負值，可見在損失較小時，采用DVR 的電氣治理方法并不適用。在情景3與情景4 中，安裝3 臺儲氣裝置較安裝1 臺和2 臺儲氣裝置時效益明顯提升，可見在暫降導致壓縮機故障次數多、經濟損失較大的情況下，安裝儲氣裝置臺數越多，其效益越佳。從情景3、4 中還可以看出，安裝DVR 也會帶來一定的效益，但仍比安裝最佳儲氣裝置臺數時獲得的效益更低，由此可見，本文方法不僅能夠通過改善負荷節點供氣壓力來減少切負荷產生的損失，而且安裝儲氣裝置這種從物理角度出發的治理方法與電氣治理方法相比，適用場合更廣，造價更低，安裝更方便，不需要改變系統原有結構，更具有經濟性與實用性。故本文所提的方案更適用于緩減電-氣綜合能源系統的電壓暫降損失。

4 結論

本文研究了電壓暫降對電-氣綜合能源系統的復雜影響過程，并提出了一種針對電-氣綜合能源系統的電壓暫降緩減方法，得到以下結論：

1）本文定義的儲氣裝置綜合選址系數可以反映儲氣裝置位置對電-氣綜合能源系統的暫降緩減程度大小，以識別天然氣系統的電壓暫降敏感節點；

2）發生電壓暫降事件時，本文所提方法能降低暫降損失，且從算例分析可知，在暫降次數越多、經濟損失越大的情況下，該方法效果越好；

3）本文從緩減暫降影響的角度對儲氣裝置進行優化配置，使儲氣裝置的功能性增加，且由于儲氣裝置安裝較方便快捷，因此具有實用性。

本文方法從天然氣系統角度出發緩減電壓暫降后果，后續可進一步研究同時考慮電力系統與天然氣系統的綜合緩減方案。

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