CN112035984A - 一种电-气-储区域综合能源系统协同规划方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种电‑气‑储区域综合能源系统协同规划方法，该方法建立了电‑气‑储系统的能源集线器结构，再以电‑气‑储系统扩建成本最小为规划目标函数，建立系统内储电、储气、电网络拓扑、气网络拓扑的数学模型，将规划目标函数与元件约束条件导入电‑气‑储协同规划模型求解，得到电网络拓扑结构、气网络拓扑结构、储电装置安装位置、储气装置安装位置、储能容量等规划结果。本发明的协同规划方法能够在储电装置和储气装置接入电‑气‑储区域综合能源系统时减轻系统压力，从而优化装置选型，同时能够降低成本。

Description

一种电-气-储区域综合能源系统协同规划方法
技术领域
本发明涉及综合能源系统规划领域，具体地涉及一种电-气-储区域综合能源系统协同规划方法。
背景技术
随着可再生能源大力发展以及用户用能趋向多样性，电、气、热耦合程度不断加深，区域综合能源系统(regional integrated energy system,RIES)在能源互联网的应用越来越广泛。RIES一般包含分布式电源、电力线路、天然气管道、储能设备以及能量转换设备，在横向上表现为多能互补，纵向上表现为源网荷储协调运行，能源形式更加多样，网络结构更加复杂，区别于传统独立规划和运行的配电网、气网。因此，针对区域综合能源系统规划方法的研究具有必要性。
目前，国内外学者针对区域综合能源系统规划展开了部分研究，大多立足于特定工业园区或场景建立规划模型。在能源耦合方面，随着热电联产设备(combined heat andpower,CHP)、电转气(power to gas,P2G)技术的进步，工业园区内更多采用电-气综合能源系统。现有研究成果中，部分学者建立了能源中心模型，考虑投资成本、运行成本和可靠性成本，从经济性最优的角度优化含电转气装置的区域综合能源系统；有学者在进行电-气综合能源系统规划时考虑了电转气设备和风电场协同扩建，并研究其对系统扩建方案、风电消纳和经济性的影响；有学者提出了光伏和气电混合容量规划方法，在规划模型中考虑光伏和负荷的季节性因素，并采用细菌觅食算法求解；有学者基于能源集线器的思想，在电-气协同规划时用机会约束规划的方法，提高了系统安全性；也有学者针对综合能源系统规划算法展开研究，提出了将改进自适应算法应用于RIES规划，对负荷进行较为准确的预测。上述有关电-气耦合综合能源系统规划的研究中未考虑园区储能的规划配置，并且没有进一步探究储能的接入对规划结果的影响。多种能源形式的储能设备在综合能源系统中可以作为主动负荷，配合分时电价和能源转换，发挥削峰填谷作用。有学者还提出了计及电/热柔性负荷的区域综合能源系统储能优化配置方法；建立包含电转气装置的热电联产微网电/热综合储能优化配置模型，提出包含电/热储能系统额定容量和功率的配置方法。但是上述背景技术未有对储能装置、P2G、储气装置、输气管道等电-气多能存储系统多种设备的优化配置模型的研究。
发明内容
本发明针对现有技术的不足，提供了一种电-气-储区域综合能源系统协同规划方法，能实现包含储电、储气的电-气耦合区域综合能源系统的协同规划。
本发明的目的是通过以下技术方案实现的:一种电-气-储区域综合能源系统协同规划方法，具体包括如下步骤：
(1)在电-气-储区域综合能源系统中建立电-气-储能源集线器结构；所述电-气-储能源集线器结构包括：光伏、储电装置、储气装置、变压器、电网络拓扑、P2G以及气网络拓扑；其中，外部电网的电流通过变压器输入至电-气-储能源集线器结构中，与光伏、储电装置的电流汇合后汇入电网络拓扑以及P2G；所述P2G与储气装置连接，与外部气网汇合后汇入气网络拓扑。
(2)根据建立的电-气-储能源集线器结构建立以总成本最小的规划目标函数；所述规划目标函数min C为：
min C＝C1+C2+C3+C4 (1)
其中，C1为投资成本、C2为维护成本、C3为向上级网络购电、购气交易成本，
Figure BDA0002625350570000021
Figure BDA0002625350570000022
Figure BDA0002625350570000023
式中：Xy,f,θ、xy,f,θ分别表示设备f选型θ在第y年是否存在和在第y年年初是否投建的0-1变量；Cinv,f,θ和Cmnt,f,θ分别为待建设备f选型θ的投资成本和维护成本，CBUYe和CBUYg分别表示电力和天然气的单位购买成本，a和i为电网络拓扑节点，b和m为气网络拓扑节点，Pe,ysh,ai和Fg,ysh,bm分别为电力线路ai和天然气管道bm在第y年第s季度第h小时的潮流，ΩSUB、ΩGATE、ΩEL、ΩGL分别为变电站节点、天然气站节点、电力线路、天然气管道集合。
(3)根据建立的电-气-储能源集线器结构分别建立电网络拓扑、气网络拓扑、储电装置、储气装置等元件约束条件；
(4)将规划目标函数与元件约束条件导入电-气-储协同规划模型求解，得到电网络拓扑结构、气网络拓扑结构、储电装置安装位置、储气装置安装位置、储能容量等规划结果。
进一步地，所述储电装置的约束条件为：
Figure BDA0002625350570000024
Figure BDA0002625350570000031
Figure BDA0002625350570000032
Figure BDA0002625350570000033
式中：
Figure BDA0002625350570000034
分别表示储电装置的最大功率和最大容量；
Figure BDA0002625350570000035
表示储能装置的荷电状态；
Figure BDA0002625350570000036
分别表示储能装置的充放电效率；δe表示储能装置的自放电效率；
Figure BDA0002625350570000037
为储能装置荷电状态上下限；
Figure BDA0002625350570000038
表示该时段充放电功率。
进一步地，所述储气装置的约束条件为：
Figure BDA0002625350570000039
Figure BDA00026253505700000310
Figure BDA00026253505700000311
Figure BDA00026253505700000312
Figure BDA00026253505700000313
Figure BDA00026253505700000314
Figure BDA00026253505700000315
式中：
Figure BDA00026253505700000316
表示P2G的最大功率；
Figure BDA00026253505700000317
表示储气装置最大容量；
Figure BDA00026253505700000318
分别表示输入、输出储气装置的最大功率；
Figure BDA00026253505700000319
表示储气装置的荷能状态；ηg,C、ηg,F分别表示储能装置的充放电效率；δg表示储气装置自耗气效率；
Figure BDA00026253505700000320
为储气装置的荷能状态上下限；
Figure BDA00026253505700000321
表示t-1时段结束时刻储气系统的荷能状态；
Figure BDA00026253505700000322
表示该时段储气、耗气功率。
进一步地，所述电网络拓扑的约束条件具体为：
Figure BDA00026253505700000323
式中：i,j,k为电网络拓扑节点，Pe,ysh,ij和Pe,ysh,ki分别表示电力线路ij和ki在第y年第s季度第h小时的潮流，为节点i处P2G在第y年第s季度第h小时的输出电功率，ΩEBUS为电网络节点集合。
对于每条电力线路，存在线路潮流约束：
Figure BDA00026253505700000324
式中：Pel,max,ij为电力线路ij的潮流上限值，ze,ysh,ij为电力线路ij的方向辅助0-1变量，当线路ij上存在从节点i流向节点j的潮流时，ze,ysh,ij值为1，当没有i流向j方向潮流时，ze,ysh,ij值为0。
对于待投建线路的选择，需要遵循潮流上下限约束：
Figure BDA0002625350570000041
式中：Pel,max,ij,θ和Xy,ij,θ分别为电力线路ij选型θ的潮流上限和表示其第y年是否存在的0-1变量。
同时，在规划综合能源系统中电网络拓扑时，将电力潮流流向、节点位置以及潮流方向等建立约束：
Figure BDA0002625350570000042
Figure BDA0002625350570000043
对于规划前已建设完成的电力线路，满足如下约束：
Figure BDA0002625350570000044
对于待投建的电力线路，满足如下约束：
Figure BDA0002625350570000045
对于上级配网与区域综合能源系统电网络的连接节点，常建有变电站，需要满足变电站输出最大功率约束：
Figure BDA0002625350570000046
式中：Psub,ysh,a和Psub,max,a分别为变电站节点a在第y年第s季度第h小时的输出功率及其输出上限。
进一步地，所述气网络拓扑的约束条件具体为：
Figure BDA0002625350570000047
式中：m,n,l为气网络节点，Fg,ysh,mn和Fg,ysh,lm为气管道mn和lm在第y年第s季度第h小时的潮流，Fcchp,ysh,m为节点m处P2G在第y年第s季度第h小时的耗气流量，DG,ysh,m为节点m在第y年第s季度第h小时的气负荷，ΩGBUS为配气网节点集合。
对于每一天然气网络节点，存在气的气压约束，节点气压与管道潮流具有如下关系：
Figure BDA0002625350570000051
式中：sign(Fg,ysh,mn-Fg,ysh,nm)表示配气管道mn中的潮流方向，pysh,m和pysh,n分别表示节点m和节点n的气压，Cmn表示线路mn的气管道常数。
同时，气网络任意节点气压均不能超过其气压上限，有如下约束：
Figure BDA0002625350570000052
式中：pmax,m表示配气网节点i的气压上限。
与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：建立了电-气-储区域综合能源系统的能源集线器结构；并提出在已有电-气耦合综合能源系统基础上扩建储能、电力线路和天然气管道的协同规划模型，以电-气-储系统扩建成本最小为目标，建立系统内储电、储气、电网络拓扑、气网络拓扑的数学模型。本发明的协同规划方法能够在储电装置和储气装置接入电-气-储区域综合能源系统时减轻系统压力，从而优化装置选型，同时能够降低成本。
附图说明
图1为本发明的电-气-储能源集线器结构图；
图2为本发明的12节点电网络拓扑图；
图3为本发明的10节点天然气网络拓扑图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例进一步说明本发明的目的与效果。
由于负荷特性会影响电-气-储区域综合能源系统的优化配置结果，具体表现为：负荷较大时，储电装置、储气装置配置相对较高，负荷较小时，储电装置、储气配置相对较低，为了保证电-气-储区域综合能源系统运行经济性，可根据负荷大小选择合适的储电装置和储气装置。同时，储电装置、储气装置的接入一定程度上影响电网络拓扑和气网络拓扑内的线路建设情况及设备类型选择。因此，需要对电-气-储区域综合能源系统进行协同规划。因此本发明提出了一种电-气-储区域综合能源系统的规划方法，具体包括以下步骤：
(1)电-气-储区域综合能源系统能量来源于外部配网级电力网和天然气网，电网络和气网络拓扑较为多样，在引入储能装置后，为更好的描述电-气-储综合能源系统特征，在电-气-储区域综合能源系统中建立电-气-储能源集线器结构(energy hub,EH)，如图1所示：所述电-气-储能源集线器结构包括：光伏、储电装置、储气装置、变压器、电网络拓扑、P2G以及气网络拓扑；其中，外部电网注入功率
Figure BDA0002625350570000053
外部电网的电流通过变压器输入至电-气-储能源集线器结构中，与光伏、储电装置的电流汇合后汇入电网络拓扑以及P2G；所述P2G与储气装置连接，外部气网注入功率
Figure BDA0002625350570000061
储气装置与外部气网汇合后汇入气网络拓扑。所述电网络拓扑包含电力线路和各节点的电负荷；所述气网络拓扑包含天然气管道和各节点的气负荷。本领域技术人员可采用蓄电池作为储电装置，采用储气罐作为储气装置。
(2)根据建立的电-气-储能源集线器结构建立以总成本最小的规划目标函数；所述规划目标函数min C为：
min C＝C1+C2+C3+C4 (1)
其中，C1为投资成本、C2为维护成本、C3为向上级网络购电、购气交易成本，
Figure BDA0002625350570000062
Figure BDA0002625350570000063
Figure BDA0002625350570000064
式中：Xy,f,θ、xy,f,θ分别表示设备f选型θ在第y年是否存在和在第y年年初是否投建的0-1变量；Cinv,f,θ和Cmnt,f,θ分别为待建设备f选型θ的投资成本和维护成本，CBUYe和CBUYg分别表示电力和天然气的单位购买成本，a和i为电网络拓扑节点，b和m为气网络拓扑节点，Pe,ysh,ai和Fg,ysh,bm分别为电力线路ai和天然气管道bm在第y年第s季度第h小时的潮流，ΩSUB、ΩGATE、ΩEL、ΩGL分别为变电站节点、天然气站节点、电力线路、天然气管道集合。
(3)根据建立的电-气-储能源集线器结构分别建立电网络拓扑、气网络拓扑、储电装置、储气装置等元件约束条件。
由于电-气-储区域综合能源系统中含储电装置和储气装置的规划，并考虑储能在电网络拓扑和气网络拓扑内的选址定容。所述储电装置的约束条件为：
Figure BDA0002625350570000065
Figure BDA0002625350570000066
Figure BDA0002625350570000067
Figure BDA0002625350570000068
式中：
Figure BDA0002625350570000069
分别表示储电装置的最大功率和最大容量；
Figure BDA00026253505700000610
表示储能装置的荷电状态；
Figure BDA00026253505700000611
分别表示储能装置的充放电效率；δe表示储能装置的自放电效率；
Figure BDA00026253505700000612
为储能装置荷电状态上下限；
Figure BDA0002625350570000071
表示该时段充放电功率，在同一时段不能同时充、放电，二者乘积为0；Δt表示时间间隔，本发明中采用分时电价，即Δt取为1小时。
所述储气装置的约束条件为：
Figure BDA0002625350570000072
Figure BDA0002625350570000073
Figure BDA0002625350570000074
Figure BDA0002625350570000075
Figure BDA0002625350570000076
Figure BDA0002625350570000077
Figure BDA0002625350570000078
式中：
Figure BDA0002625350570000079
表示P2G的最大功率；
Figure BDA00026253505700000710
表示储气装置最大容量；
Figure BDA00026253505700000711
分别表示输入、输出储气装置的最大功率；其中，由于P2G生产天然气直接传入储气装置，所以近似认为
Figure BDA00026253505700000712
表示储气装置的荷能状态；ηg,C、ηg,F分别表示储能装置的充放电效率；δg表示储气装置自耗气效率；
Figure BDA00026253505700000713
为储气装置的荷能状态上下限；
Figure BDA00026253505700000714
表示t-1时段结束时刻储气系统的荷能状态；
Figure BDA00026253505700000715
表示该时段储气、耗气功率，值得说明的是，储气和耗气分别通过不同输气管道，所以可以同时进行，而储气功率近似等于P2G输出功率；ηP2G为P2G电转气效率；
Figure BDA00026253505700000716
为P2G输入的电功率；且为了不产生误差，规定每个典型日下多能存储系统最后一个时段的SOC与第一个时段的SOC相等。
所述电网络拓扑的约束条件具体为：
电-气-储区域综合能源系统内的电网络拓扑的节点平衡约束，保证对任意节点其潮流总输入与总输出需保持平衡，具体可表示为：
Figure BDA00026253505700000717
式中：i,j,k为电网络拓扑节点，Pe,ysh,ij和Pe,ysh,ki分别表示电力线路ij和ki在第y年第s季度第h小时的潮流，为节点i处P2G在第y年第s季度第h小时的输出电功率，ΩEBUS为电网络节点集合。
无论何种规模的电网络拓扑都会有潮流，对于每条电力线路，存在线路潮流约束：
Figure BDA0002625350570000081
式中：Pel,max,ij为电力线路ij的潮流上限值，ze,ysh,ij为电力线路ij的方向辅助0-1变量，当线路ij上存在从节点i流向节点j的潮流时，ze,ysh,ij值为1，当没有i流向j方向潮流时，ze,ysh,ij值为0。这里需要说明的是，ze,ysh,ij与ze,ysh,ji从两个方向联合表征该线路的潮流方向。
对于待投建线路的选择，同样需要遵循潮流上下限约束。在潮流不等式约束右侧引入方向辅助变量ze,ysh,ij，可在线路i-j方向上没有潮流时将Pe,ysh,ij直接限制为0：
Figure BDA0002625350570000082
式中：Pel,max,ij,θ和Xy,ij,θ分别为电力线路ij选型θ的潮流上限和表示其第y年是否存在的0-1变量。
同时，在规划综合能源系统中电网络拓扑时，需要保证在规划模型中准确反映网络结构，将电力潮流流向、节点位置以及潮流方向等建立约束，保证潮流不从网络的其他节点倒流向上级配网供电节点，且网络除变电站外的任意节点都有且仅有一个父节点，在保证系统安全的情况下使得电力线路不会冗余：
Figure BDA0002625350570000083
Figure BDA0002625350570000084
对于规划前已建设完成的电力线路，满足如下约束：
Figure BDA0002625350570000085
对于待投建的电力线路，满足如下约束：
Figure BDA0002625350570000086
对于上级配网与区域综合能源系统电网络的连接节点，常建有变电站，需要满足变电站输出最大功率约束：
Figure BDA0002625350570000087
式中：Psub,ysh,a和Psub,max,a分别为变电站节点a在第y年第s季度第h小时的输出功率及其输出上限。
天然气网络依然遵循基本的基尔霍夫定律，需要满足供需平衡。天然气网络节点平衡约束保证对任意天然气节点，其潮流总输入与潮流总输出平衡，所述气网络拓扑的约束条件具体为：
Figure BDA0002625350570000091
式中：m,n,l为气网络节点，Fg,ysh,mn和Fg,ysh,lm为气管道mn和lm在第y年第s季度第h小时的潮流，Fcchp,ysh,m为节点m处P2G在第y年第s季度第h小时的耗气流量，DG,ysh,m为节点m在第y年第s季度第h小时的气负荷，ΩGBUS为配气网节点集合。
对于每一天然气网络节点，存在气的气压约束，节点气压与管道潮流具有如下关系：
Figure BDA0002625350570000092
式中：sign(Fg,ysh,mn-Fg,ysh,nm)表示配气管道mn中的潮流方向，pysh,m和pysh,n分别表示节点m和节点n的气压，Cmn表示线路mn的气管道常数。
同时，气网络任意节点气压均不能超过其气压上限，有如下约束：
Figure BDA0002625350570000093
式中：pmax,m表示配气网节点i的气压上限。
需要说明的是，由于天然气网潮流约束、气站输出约束及网络辐射状约束与电网络拓扑类似，这里不再赘述。
电-气-储耦合区域综合能源系统规划建设的逻辑约束可表示如下：
Figure BDA0002625350570000094
Figure BDA0002625350570000095
Xy-1,f,θ≤Xy,f,θ (29)
式中：ΩS和ΩTYPE分别为待建设备集合及其可选类型集合，T为规划年限。式(28)保证了对于任一电力线路、天然气管道或储能待建设备f，最多仅可选择一种类型进行建设。式(29)保证了电力线路、天然气管道或储能待建设备一旦投入建设，在规划期内则不会被拆除。
(4)将规划目标函数与元件约束条件导入电-气-储协同规划模型求解，将原有非线性的规划模型通过引入辅助变量转化为混合整数线性规划模型，调用CPLEX易于求解，得到电网络拓扑结构、气网络拓扑结构、储电装置安装位置、储气装置安装位置、储能容量等规划结果。
实施例
本发明提出了电-气-储区域综合能源系统协同规划方法，将所提方法应用于浙江省某实际园区内12节点电网络与10节点天然气网络的电-气-储规划算例。设定规划算例的3种场景，对比规划结果，验证所提区域综合能源规划方法具有经济上的优越性，并分析储能的接入对电-气配网联合规划的影响。
选取浙江省某区域12节点电网络拓扑结构和10节点天然气网络拓扑结构和用户负荷分别如图2、3所示。电网络和气网络通过待建的P2G相互耦合。同时，部分电力线路和天然气管道已建成，本实施例中需要在原有设施基础上进行电力线路、天然气管道、储电以及储气设备的扩建。
采用浙江省峰谷分时电价，如表1所示。天然气网按统一价格3元/m3，热值系数取为9.7kW/m3。
表1峰谷分时电价
Figure BDA0002625350570000101
除此之外，本实施例探讨了锂电池、储气罐这两种储电和储气装置的投资建设对综合能源系统扩建规划的影响。这里选取浙江省储能市场的储能装置，给出锂电池和储气罐装置的主要元件参数，见表2。
表2储能主要元件参数
Figure BDA0002625350570000102
为验证上述所提规划方法对电-气-储综合能源系统协同规划的适用性以及储能接入对规划结果的影响，设计实施例场景如下：
场景1：不接入储能，电网络与天然气网络独立规划；
场景2：不接入储能，经P2G耦合的电-气系统协同规划；
场景3：接入储电和储气，经P2G耦合的电-气-储区域综合能源系统协同规划。
调用CPLEX求解器求解得到3种场景下的最优规划方案如表3所示。其中，规划方案中不包括已建线路和管道，电力线路和天然气管道规划结果以“初节点-末节点(投建类型)”的形式给出，P2G规划结果以“所在电网络节点(投建类型)”给出，以1-3代表容量由小到大的3种设备投建类型。
表3三种场景下的最优规划方案
Figure BDA0002625350570000111
同时，求解得到了储电和储气系统的投资功率配置、容量配置以及各部分成本结果，如表4所示。
表4算例结果
Figure BDA0002625350570000112
Figure BDA0002625350570000121
场景2与场景1对比验证了经过P2G互联的电-气协同规划具有经济优势。相较场景1独立规划，在网络拓扑方面，电网络节点3由线路2-3供电改为由设有P2G的节点6供电，天然气网络节点间的管道连接情况未变；在设备容量方面，由于P2G的接入使得电转气更加灵活，可以将低价时段的电能转化为天然气使用，使得结果中电力线路5-9和10-12的线路容量降低，天然气网络中2-7管道容量也降低；在成本方面，P2G的引入会加入P2G投资成本，但线路和管道的容量减小，总体表现为减小了2.7万元年投资成本和1.66万元维护成本，并且由于电-气转化更为灵活，使得向上级电网和气网购买成本减少5.58万元，总成本减少10.14万元。
场景3与场景2对比验证了储电和储气装置接入后的电-气-储协同规划能够进一步实现经济优势，同时使得系统运行更加灵活。相较场景2，在网络拓扑方面，电网络节点和天然气网络节点的线路连接情况未变；在设备容量方面，由于储电和储气装置的接入使得能量供应的时间可以被改变，可以将低谷电价时段的电能存储并在高峰电价时段供应负荷，使得结果中电力线路连接P2G的7-10线路容量有所降低，天然气网络中1-4和7-8管道容量也有所降低；在成本方面，储电和储气设备的引入会加入储能投资成本，使得总体投资成本增加5.3万元，但由于储能的接入使得能量供应的时间可以被改变，能够更灵活的使用低价电，使得向上级电网和气网购买成本减少10.25万元，总成本减少5.89万元。

Claims (5)

1.一种电-气-储区域综合能源系统协同规划方法，其特征在于，具体包括如下步骤：
(1)在电-气-储区域综合能源系统中建立电-气-储能源集线器结构；所述电-气-储能源集线器结构包括：光伏、储电装置、储气装置、变压器、电网络拓扑、P2G以及气网络拓扑；其中，外部电网的电流通过变压器输入至电-气-储能源集线器结构中，与光伏、储电装置的电流汇合后汇入电网络拓扑以及P2G；所述P2G与储气装置连接，与外部气网汇合后汇入气网络拓扑。
(2)根据建立的电-气-储能源集线器结构建立以总成本最小的规划目标函数；所述规划目标函数min C为：
min C＝C1+C2+C3+C4 (1)
其中，C1为投资成本、C2为维护成本、C3为向上级网络购电、购气交易成本，
Figure FDA0002625350560000011
Figure FDA0002625350560000012
Figure FDA0002625350560000013
式中：Xy,f,θ、xy,f,θ分别表示设备f选型θ在第y年是否存在和在第y年年初是否投建的0-1变量；Cinv,f,θ和Cmnt,f,θ分别为待建设备f选型θ的投资成本和维护成本，CBUYe和CBUYg分别表示电力和天然气的单位购买成本，a和i为电网络拓扑节点，b和m为气网络拓扑节点，Pe,ysh,ai和Fg,ysh,bm分别为电力线路ai和天然气管道bm在第y年第s季度第h小时的潮流，ΩSUB、ΩGATE、ΩEL、ΩGL分别为变电站节点、天然气站节点、电力线路、天然气管道集合。
(3)根据建立的电-气-储能源集线器结构分别建立电网络拓扑、气网络拓扑、储电装置、储气装置等元件约束条件；
(4)将规划目标函数与元件约束条件导入电-气-储协同规划模型求解，得到电网络拓扑结构、气网络拓扑结构、储电装置安装位置、储气装置安装位置、储能容量等规划结果。
2.根据权利要求1所述电-气-储区域综合能源系统协同规划方法，其特征在于，所述储电装置的约束条件为：
Figure FDA0002625350560000014
Figure FDA0002625350560000021
Figure FDA0002625350560000022
Figure FDA0002625350560000023
式中：
Figure FDA0002625350560000024
分别表示储电装置的最大功率和最大容量；
Figure FDA0002625350560000025
表示储能装置的荷电状态；
Figure FDA0002625350560000026
分别表示储能装置的充放电效率；δe表示储能装置的自放电效率；
Figure FDA0002625350560000027
为储能装置荷电状态上下限；
Figure FDA0002625350560000028
表示该时段充放电功率。
3.根据权利要求1所述电-气-储区域综合能源系统协同规划方法，其特征在于，所述储气装置的约束条件为：
Figure FDA0002625350560000029
Figure FDA00026253505600000210
Figure FDA00026253505600000211
Figure FDA00026253505600000212
Figure FDA00026253505600000213
Figure FDA00026253505600000214
Figure FDA00026253505600000215
式中：
Figure FDA00026253505600000216
表示P2G的最大功率；
Figure FDA00026253505600000217
表示储气装置最大容量；
Figure FDA00026253505600000218
分别表示输入、输出储气装置的最大功率；
Figure FDA00026253505600000219
表示储气装置的荷能状态；ηg,C、ηg,F分别表示储能装置的充放电效率；δg表示储气装置自耗气效率；
Figure FDA00026253505600000220
为储气装置的荷能状态上下限；
Figure FDA00026253505600000221
表示t-1时段结束时刻储气系统的荷能状态；
Figure FDA00026253505600000222
表示该时段储气、耗气功率。
4.根据权利要求1所述电-气-储区域综合能源系统协同规划方法，其特征在于，所述电网络拓扑的约束条件具体为：
Figure FDA00026253505600000223
式中：i,j,k为电网络拓扑节点，Pe,ysh,ij和Pe,ysh,ki分别表示电力线路ij和ki在第y年第s季度第h小时的潮流，为节点i处P2G在第y年第s季度第h小时的输出电功率，ΩEBUS为电网络节点集合。
对于每条电力线路，存在线路潮流约束：
Figure FDA0002625350560000031
式中：Pel,max,ij为电力线路ij的潮流上限值，ze,ysh,ij为电力线路ij的方向辅助0-1变量，当线路ij上存在从节点i流向节点j的潮流时，ze,ysh,ij值为1，当没有i流向j方向潮流时，ze,ysh,ij值为0。
对于待投建线路的选择，需要遵循潮流上下限约束：
Figure FDA0002625350560000032
式中：Pel,max,ij,θ和Xy,ij,θ分别为电力线路ij选型θ的潮流上限和表示其第y年是否存在的0-1变量。
同时，在规划综合能源系统中电网络拓扑时，将电力潮流流向、节点位置以及潮流方向等建立约束：
Figure FDA0002625350560000033
Figure FDA0002625350560000034
对于规划前已建设完成的电力线路，满足如下约束：
Figure FDA0002625350560000035
对于待投建的电力线路，满足如下约束：
Figure FDA0002625350560000036
对于上级配网与区域综合能源系统电网络的连接节点，常建有变电站，需要满足变电站输出最大功率约束：
Figure FDA0002625350560000037
式中：Psub,ysh,a和Psub,max,a分别为变电站节点a在第y年第s季度第h小时的输出功率及其输出上限。
5.根据权利要求1所述电-气-储区域综合能源系统协同规划方法，其特征在于，所述气网络拓扑的约束条件具体为：
Figure FDA0002625350560000038
式中：m,n,l为气网络节点，Fg,ysh,mn和Fg,ysh,lm为气管道mn和lm在第y年第s季度第h小时的潮流，Fcchp,ysh,m为节点m处P2G在第y年第s季度第h小时的耗气流量，DG,ysh,m为节点m在第y年第s季度第h小时的气负荷，ΩGBUS为配气网节点集合。
对于每一天然气网络节点，存在气的气压约束，节点气压与管道潮流具有如下关系：
Figure FDA0002625350560000041
式中：sign(Fg,ysh,mn-Fg,ysh,nm)表示配气管道mn中的潮流方向，pysh,m和pysh,n分别表示节点m和节点n的气压，Cmn表示线路mn的气管道常数。
同时，气网络任意节点气压均不能超过其气压上限，有如下约束：
Figure FDA0002625350560000042
式中：pmax,m表示配气网节点i的气压上限。
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