CN115511274A - 一种配电网与氢能系统的联合规划方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种配电网与氢能系统的联合规划方法，属于配电网规划领域。具体步骤如下：首先，考虑氢能系统和配电网在整个规划期内的建设、维护、运行及失电成本，建立多阶段联合规划模型的目标函数；其次，建立考虑氢气生产、长管拖车运输、加氢站供应等多个环节的氢能系统规划及运行约束条件；随后，考虑变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机等设备，建立配电网规划及运行约束条件；最后，考虑氢能系统运营商和配电网运营商的信息隐私保护需求，基于目标级联分析法将联合规划模型分解为配电网子模型和氢能系统子模型，并进行分布式迭代求解。

Description

一种配电网与氢能系统的联合规划方法

技术领域

本发明涉及配电网规划领域，具体涉及一种配电网与氢能系统的联合规划方法。

背景技术

近年来，随着电制氢技术的发展，电力系统与氢能系统的耦合关系显著增强。在未来以新能源为主体的配电网中，电制氢技术在减轻新能源波动性方面具有广阔的应用前景，对于配电网层级的氢能系统，考虑到管道规划成本较高，主要通过长管拖车从制氢站运输到各加氢站。通过配电网与氢能系统的协同运行，可有效降低系统运行成本、提升新能源消纳率、提高系统运行灵活性，而现有配电网与氢能系统规划方法中，通常对两个系统进行单独规划，如何考虑系统间的耦合关系来提升系统整体规划方案的经济性、运行灵活性和新能源消纳率值得进一步探索。此外，考虑到配电网和氢能系统隶属于不同的主体，如何在保护双方信息隐私安全的前提下进行协同规划有待解决。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明提出了一种配电网与氢能系统的联合规划方法，该方法可在保护配电网运营商和氢能系统运营商信息隐私安全的前提下，有效提升配电网与氢能系统协同规划方案的经济性、运行灵活性和新能源消纳率。

本发明的目的可以通过以下技术方案实现：

一种配电网与氢能系统的联合规划方法，包括以下步骤：

建立配电网与氢能系统的联合规划模型，联合规划模型的目标函数以氢能系统和配电网的配置成本最小为目标；

建立包含氢能生产约束、氢能运输约束和氢能供应约束的氢能系统规划及运行约束条件；

建立配电网建设约束和基于DistFlow的配电网运行约束条件；

基于目标级联分析法将联合规划模型分解为配电网子模型和氢能系统子模型，并进行分布式迭代计算。

进一步地，联合规划模型具体为：

式中，标号i、k、a、s、τ分别表示配电网节点、待建设设备类型、配电线路、典型运行场景、配电网调度时段，标号m、g、τ'、d分别表示氢能系统节点、制氢站节点、氢气运输调度时段、长管拖车，标号mn、gm分别表示氢节点m到氢节点n的运输路径、制氢站g到氢节点m的运输路径，SS、TR、L、PV、WT、PtH、HS分别表示变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、储氢设备，{·}表示设备集合，σ表示设备标号；Ω_SS、Ω_L、Ω_PV、Ω_WT、Ω_PtH、Ω_HN、Ω_HL、Ω_HT、Ω_Tra、Ω_PL分别表示变电站节点、配电线路、分布式光伏节点、分布式风机节点、制氢站节点、氢能系统节点、氢负荷节点、长管拖车、氢气运输路径、电负荷节点的集合，K_TR、K_L分别表示待建设变压器、线路的类型集合；

分别表示配电网在阶段t的建设、维护、运行、失电成本，

分别表示氢能系统在阶段t的建设、维护、运行、失负荷成本，

分别表示变电站、变压器、配电电路的0-1建设变量，

分别表示分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、储氢设备的建设容量变量，

分别表示配电线路是否正向、反向运行的0-1变量，

分别表示变电站、分布式光伏、分布式风机、电制氢、压缩氢气的有功功率，

分别表示长管拖车是否在路径mn、gm进行运输的0-1变量，

分别表示电负荷、分布式光伏、分布式风机、氢负荷的削减量；

分别表示变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、储氢设备的单位建设成本，

分别表示变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、储氢设备的单位维护成本，

C^O,PV、C^O,WT、

分别表示变电站、分布式光伏、分布式风机、电制氢的单位运行成本，C^U,D、C^U,PV、C^U,WT、C^U,H分别表示电负荷、分布式光伏、分布式风机、氢负荷的单位削减量成本，ρ_SS、ρ_TR、ρ_L、ρ_PV、ρ_WT、ρ_PtH、ρ_HS分别表示变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、储氢设备的年化建设回收系数，D_s表示一年中典型日s的天数，Δ_τ表示调度时段τ的时长，λ^Loss表示单位网损成本，

分别表示长管拖车的单位运输成本、固定派遣成本，l_a、l_mn分别表示线路a、氢气运行路径mn的长度，ψ表示年利率，Y_σ表示设备σ的全寿命周期年限；

式中，f表示目标函数，Ω_t表示规划阶段集合，γt表示阶段t的初始年份。

进一步地，氢能生产约束包括电转氢设备、储氢设备的氢能系统建设约束和制氢站运行约束；

电转氢设备、储氢设备的氢能系统建设约束满足：

式中，PtH、HS分别表示电转氢设备、储氢设备，{·}表示设备集合，表示设备σ节点的集合，σ表示设备标号，

表示设备的建设容量，

表示设备建设容量的上限；

制氢站运行约束满足：

式中，N_τ表示氢能系统在一天内的调度时段数量，

分别表示制氢站g内储氢设备在初始时段、末尾时段的氢气存储量，δ、

分别表示储氢设备的最小、最大储氢百分比，μ_HS表示储氢设备的功率容量比，μ_ex表示的氢气最大输出量与生产量比值，Δ_τ'表示单个调度时段τ'的时长；

表示制氢站g内的长管拖车集合；

分别表示制氢站g的电转氢设备制氢量、向所有长管拖车输送的氢气总量、储氢设备储氢量、储氢设备放氢量、氢负荷量、氢负荷削减量，

表示制氢站g内储氢设备的氢气存储量，

表示加氢站g向长管拖车d的氢气输入量。

进一步地，氢能运输约束满足：

式中，

分别表示长管拖车d是否在路径mn、nm、gm、mg进行运输的0-1变量，

分别表示长管拖车d在节点m、n的辅助变量，

表示长管拖车d向加氢站m的氢气输入量；|Ω_HN|表示氢气节点的数量，

分别表示单辆长管拖车向加氢站m的最大氢气输入量、制氢站g向单辆长管拖车的最大氢气输入量，M表示一个任意大(非无穷大)的正整数。

进一步地，氢能供应约束满足：

Ω_HT表示长管拖车的集合；

分别表示加氢站m内储氢设备在初始时段、末尾时段的氢气存储量，

表示加氢站m的峰值氢负荷，

表示加氢站m在典型日s下时段τ的氢负荷百分比，

表示氢负荷最大削减系数；

分别表示加氢站m从长管拖车d输入的氢气量、氢负荷量、氢负荷削减量，

表示加氢站m内储氢设备的氢气存储量，

表示加氢站m向长管拖车d的氢气输入量。

进一步地，配电网的建立成本约束包括变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机的建设约束；

配电网的建立成本约束满足：

式中，υ表示规划阶段，

分别表示以节点i为起始、末尾节点的配电线路集合，PV、WT分别表示分布式光伏、分布式风机，{·}表示设备集合，表示设备σ节点的集合，σ表示设备标号，

表示设备的建设容量，

表示设备建设容量的上限。

进一步地，设备运行约束包括基于DistFlow的配电网潮流约束、变量上下限运行约束和辐射状运行约束；

基于DistFlow的配电网潮流约束满足：

式中，Ω_PN表示配电网节点集合，R_a、X_a分别表示线路a的电阻、电抗，

表示类型k的线路容量，

表示电负荷的功率因素；

分别表示变电站、线路、分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、压缩氢气、电负荷、电负荷削减量的有功功率，

分别表示变电站、配电线路、分布式光伏、分布式风机的无功功率，U_itsτ、U_jtsτ分别表示节点i、j的电压值的平方，

表示线路的视在功率；

变量上下限运行约束满足；

{·}表示设备集合，表示设备σ节点的集合，σ表示设备标号，

表示类型k的变压器容量，U、

分别表示节点电压的上限、下限，

表示线路电流的上限；

分别表示分布式光伏、分布式风机在典型日s下时段τ的出力百分比，

分别表示变电站、分布式光伏、分布式风机的功率因素，

表示电负荷最大削减比例，μ表示新能源最大渗透率；

分别表示分布式光伏、分布式风机的有功削减量；

辐射状运行约束满足：

式中，

分别表示配电线路、变电站的虚拟功率，

表示节点虚拟负荷量，|Ω_PL|表示配电网负荷节点的数量。

进一步地，基于目标级联分析法将联合规划模型分解为配电网子模型和氢能系统子模型，并进行分布式迭代计算包括以下步骤：

建立氢能系统与配电网联合约束条件：

式中，

表示配电网电转氢设备节点i在氢能系统的对应节点，η_PtH、η_Com分别表示电转氢设备的氢气转换效率、压缩氢气单位功率；

对耦合约束(62)(63)进行松弛，将联合模型分解为氢能系统规划子模型(64)和配电网规划子模型：

氢能系统规划子模型为：

s.t.(11)-(31)

配电网规划子模型为：(65)

s.t.(32)-(61)

其中，f_H、f_P分别表示含惩罚项的氢能系统目标函数、含惩罚项的配电网目标函数，λ_t,s,τ,i,1、γ_t,s,τ,i,1分别表示电转氢设备一次惩罚项、二次惩罚项，λ_t,s,τ,i,2、γ_t,s,τ,i,2分别表示气体压缩设备一次惩罚项、二次惩罚项，

和

表示由配电网传递到氢能系统的交互变量，

表示氢能系统传递到配电网的交互变量；

设置氢能系统和配电网交互变量的初始值为

一次惩罚项和二次惩罚项的初始值为

惩罚项的更新步长为θ，最大迭代次数N^max，收敛判据ψ₁、ψ₂，取迭代次数n＝1。

配电网将上次求解结果中的交互变量传递到氢能系统，求解氢能系统规划子模型(64)；氢能系统将上次求解结果中的交互变量传递到配电网，求解配电网子模型(65)；若同时满足收敛判据(66)和(67)，或n＝N^max，结束迭代；否则，按照公式组更新一次惩罚项和二次惩罚项，取n＝n+1，进入下一次迭代；

本发明的有益效果：

本发明建立一种配电网与氢能系统分布式多阶段联合扩展规划方法，与现有发明相比，可在保护配电网运营商和氢能系统运营商信息隐私的前提下进行系统的协调规划，有效提升整体规划方案的经济性、运行灵活性和新能源消纳水平。

附图说明

下面结合附图对本发明作进一步的说明。

图1为本申请的配电网与氢能系统分布式多阶段联合扩展规划方法的流程图；

图2为本申请的考虑氢气生产、长管拖车运输、加氢站供应等多个环节的氢能系统能量流图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明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发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。

在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“示例”、“具体示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。

一种配电网与氢能系统分布式多阶段联合扩展规划方法，具体包括如下步骤：

建立配电网与氢能系统的联合规划模型，联合规划模型的目标函数以氢能系统和配电网的配置成本最小为目标；

氢能系统和配电网的配置成本主要包括氢能系统和配电网在整个规划期内的建设、维护、运行及失电成本；

建立氢能系统和配电网的建设、维护、运行及失电成本，具体如下所示：

式中，标号i、k、a、s、τ分别表示配电网节点、待建设设备类型、配电线路、典型运行场景、配电网调度时段，标号m、g、τ'、d分别表示氢能系统节点、制氢站节点、氢气运输调度时段、长管拖车，标号mn、gm分别表示氢节点m到氢节点n的运输路径、制氢站g到氢节点m的运输路径，SS、TR、L、PV、WT、PtH、HS分别表示变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、储氢设备，{·}表示设备集合，σ表示设备标号；Ω_SS、Ω_L、Ω_PV、Ω_WT、Ω_PtH、Ω_HN、Ω_HL、Ω_HT、Ω_Tra、Ω_PL分别表示变电站节点、配电线路、分布式光伏节点、分布式风机节点、制氢站节点、氢能系统节点、氢负荷节点、长管拖车、氢气运输路径、电负荷节点的集合，K_TR、K_L分别表示待建设变压器、线路的类型集合；

分别表示配电网在阶段t的建设、维护、运行、失电成本，

分别表示氢能系统在阶段t的建设、维护、运行、失负荷成本，

分别表示变电站、变压器、配电电路的0-1建设变量，

分别表示分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、储氢设备的建设容量变量，

分别表示配电线路是否正向、反向运行的0-1变量，

分别表示变电站、分布式光伏、分布式风机、电制氢、压缩氢气的有功功率，

分别表示长管拖车是否在路径mn、gm进行运输的0-1变量，

分别表示电负荷、分布式光伏、分布式风机、氢负荷的削减量；

分别表示变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、储氢设备的单位建设成本，

分别表示变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、储氢设备的单位维护成本，

C^O,PV、C^O,WT、

分别表示变电站、分布式光伏、分布式风机、电制氢的单位运行成本，C^U,D、C^U,PV、C^U,WT、C^U,H分别表示电负荷、分布式光伏、分布式风机、氢负荷的单位削减量成本，ρ_SS、ρ_TR、ρ_L、ρ_PV、ρ_WT、ρ_PtH、ρ_HS分别表示变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、储氢设备的年化建设回收系数，D_s表示一年中典型日s的天数，Δ_τ表示调度时段τ的时长，λ^Loss表示单位网损成本，

分别表示长管拖车的单位运输成本、固定派遣成本，l_a、l_mn分别表示线路a、氢气运行路径mn的长度，ψ表示年利率，Y_σ表示设备σ的全寿命周期年限。

式中，f表示目标函数，Ω_t表示规划阶段集合，γt表示阶段t的初始年份。

建立包含氢能生产约束、氢能运输约束和氢能供应约束的氢能系统规划及运行约束条件；氢能生产约束是指制氢站中电转氢设备、气体压缩设备、储能设备的相关运行约束；氢能运输约束是指将氢气从制氢站运输至加氢站过程的相关运行约束；氢气供应约束是指制氢站中储氢设备和氢负荷的相关运行约束。

如图2所示，以制氢站生产氢气的条件为氢能生产约束，以长管拖车为运输设备的运输氢气的条件为氢能运输约束，以加氢站作为氢能供应平台供应氢气的条件为氢能供应约束进行举例说明，具体包括以下步骤：

构建包含电转氢设备、储氢设备的氢能系统建设约束；

式中，PtH、HS分别表示电转氢设备、储氢设备，{·}表示设备集合，表示设备σ节点的集合，σ表示设备标号，

表示设备的建设容量，

表示设备建设容量的上限。

构建制氢站运行约束条件；

式中，N_τ表示氢能系统在一天内的调度时段数量，

分别表示制氢站g内储氢设备在初始时段、末尾时段的氢气存储量，δ、

分别表示储氢设备的最小、最大储氢百分比，μ_HS表示储氢设备的功率容量比，μ_ex表示的氢气最大输出量与生产量比值，Δ_τ'表示单个调度时段τ'的时长；

表示制氢站g内的长管拖车集合；

分别表示制氢站g的电转氢设备制氢量、向所有长管拖车输送的氢气总量、储氢设备储氢量、储氢设备放氢量、氢负荷量、氢负荷削减量，

表示制氢站g内储氢设备的氢气存储量，

表示加氢站g向长管拖车d的氢气输入量。

构建长管拖车运输约束条件；

式中，

分别表示长管拖车d是否在路径mn、nm、gm、mg进行运输的0-1变量，

分别表示长管拖车d在节点m、n的辅助变量，

表示长管拖车d向加氢站m的氢气输入量；|Ω_HN|表示氢气节点的数量，

分别表示单辆长管拖车向加氢站m的最大氢气输入量、制氢站g向单辆长管拖车的最大氢气输入量，M表示一个任意大(非无穷大)的正整数。

构建加氢站运行约束条件；

Ω_HT表示长管拖车的集合；

分别表示加氢站m内储氢设备在初始时段、末尾时段的氢气存储量，

表示加氢站m的峰值氢负荷，

表示加氢站m在典型日s下时段τ的氢负荷百分比，

表示氢负荷最大削减系数；

分别表示加氢站m从长管拖车d输入的氢气量、氢负荷量、氢负荷削减量，

表示加氢站m内储氢设备的氢气存储量，

表示加氢站m向长管拖车d的氢气输入量。

建立包含配电网规划约束及基于DistFlow的系统运行约束条件；

建立成本约束包括配电网中的变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机等设备的建设约束：

式中，υ表示规划阶段，

分别表示以节点i为起始、末尾节点的配电线路集合，PV、WT分别表示分布式光伏、分布式风机，{·}表示设备集合，表示设备σ节点的集合，σ表示设备标号，

表示设备的建设容量，

表示设备建设容量的上限。

配电网系统运行约束包括基于DistFlow的配电网潮流约束、变量上下限运行约束和辐射状运行约束，具体建立步骤如下：

建立基于DistFlow的配电网潮流约束：

Ω_PN表示配电网节点集合，R_a、X_a分别表示线路a的电阻、电抗，

表示类型k的线路容量，

表示电负荷的功率因素；

分别表示变电站、线路、分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、压缩氢气、电负荷、电负荷削减量的有功功率，

分别表示变电站、配电线路、分布式光伏、分布式风机的无功功率，U_itsτ、U_jtsτ分别表示节点i、j的电压值的平方，

表示线路的视在功率。

建立变量上下限运行约束：

{·}表示设备集合，表示设备σ节点的集合，σ表示设备标号，

表示类型k的变压器容量，U、

分别表示节点电压的上限、下限，

表示线路电流的上限；

分别表示分布式光伏、分布式风机在典型日s下时段τ的出力百分比，

分别表示变电站、分布式光伏、分布式风机的功率因素，

表示电负荷最大削减比例，μ表示新能源最大渗透率；

分别表示分布式光伏、分布式风机的有功削减量。

建立辐射状运行约束；

式中，

分别表示配电线路、变电站的虚拟功率，

表示节点虚拟负荷量，|Ω_PL|表示配电网负荷节点的数量。

步骤4，考虑氢能系统运营商和配电网运营商的信息隐私保护需求，基于目标级联分析法将联合规划模型分解为配电网子模型和氢能系统子模型，并进行分布式迭代求解，具体步骤如下：

建立氢能系统与配电网联合约束条件：

式中，

表示配电网电转氢设备节点i在氢能系统的对应节点，η_PtH、η_Com分别表示电转氢设备的氢气转换效率、压缩氢气单位功率。

考虑氢能系统运营商和配电网运营商的信息隐私保护需求，对耦合约束(62)(63)进行松弛，将联合模型分解为氢能系统规划子模型(64)和配电网规划子模型(65)：

s.t.(11)-(31)

配电网规划子模型为：(65)

s.t.(32)-(61)

其中，f_H、f_P分别表示含惩罚项的氢能系统目标函数、含惩罚项的配电网目标函数，λ_t,s,τ,i,1、γ_t,s,τ,i,1分别表示电转氢设备一次惩罚项、二次惩罚项，λ_t,s,τ,i,2、γ_t,s,τ,i,2分别表示气体压缩设备一次惩罚项、二次惩罚项，

和

表示由配电网传递到氢能系统的交互变量，

表示氢能系统传递到配电网的交互变量。

设置氢能系统和配电网交互变量的初始值为

一次惩罚项和二次惩罚项的初始值为

惩罚项的更新步长为θ，最大迭代次数N^max，收敛判据ψ₁、ψ₂，取迭代次数n＝1。

配电网将上次求解结果中的交互变量传递到氢能系统，求解氢能系统规划子模型(64)；氢能系统将上次求解结果中的交互变量传递到配电网，求解配电网子模型。若同时满足收敛判据(66)和(67)，或n＝N^max，结束迭代；否则，按照公式组更新一次惩罚项和二次惩罚项，取n＝n+1，进入下一次迭代。

以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。

Claims (8)

1.一种配电网与氢能系统的联合规划方法，其特征在于，包括以下步骤：

建立配电网与氢能系统的联合规划模型，联合规划模型的目标函数以氢能系统和配电网的配置成本最小为目标；

建立包含氢能生产约束、氢能运输约束和氢能供应约束的氢能系统规划及运行约束条件；

建立配电网建设约束和基于DistFlow的配电网运行约束条件；

基于目标级联分析法将联合规划模型分解为配电网子模型和氢能系统子模型，并进行分布式迭代计算。

2.根据权利要求1所述的配电网与氢能系统的联合规划方法，其特征在于，联合规划模型具体为：

式中，标号i、k、a、s、τ分别表示配电网节点、待建设设备类型、配电线路、典型运行场景、配电网调度时段，标号m、g、τ'、d分别表示氢能系统节点、制氢站节点、氢气运输调度时段、长管拖车，标号mn、gm分别表示氢节点m到氢节点n的运输路径、制氢站g到氢节点m的运输路径，SS、TR、L、PV、WT、PtH、HS分别表示变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、储氢设备，{·}表示设备集合，σ表示设备标号；Ω_SS、Ω_L、Ω_PV、Ω_WT、Ω_PtH、Ω_HN、Ω_HL、Ω_HT、Ω_Tra、Ω_PL分别表示变电站节点、配电线路、分布式光伏节点、分布式风机节点、制氢站节点、氢能系统节点、氢负荷节点、长管拖车、氢气运输路径、电负荷节点的集合，K_TR、K_L分别表示待建设变压器、线路的类型集合；

分别表示配电网在阶段t的建设、维护、运行、失电成本，

分别表示氢能系统在阶段t的建设、维护、运行、失负荷成本，

分别表示变电站、变压器、配电电路的0-1建设变量，

分别表示分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、储氢设备的建设容量变量，

分别表示配电线路是否正向、反向运行的0-1变量，

分别表示变电站、分布式光伏、分布式风机、电制氢、压缩氢气的有功功率，

分别表示长管拖车是否在路径mn、gm进行运输的0-1变量，

分别表示电负荷、分布式光伏、分布式风机、氢负荷的削减量；

分别表示变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、储氢设备的单位建设成本，

分别表示变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、储氢设备的单位维护成本，

分别表示变电站、分布式光伏、分布式风机、电制氢的单位运行成本，C^U,D、C^U,PV、C^U,WT、C^U,H分别表示电负荷、分布式光伏、分布式风机、氢负荷的单位削减量成本，ρ_SS、ρ_TR、ρ_L、ρ_PV、ρ_WT、ρ_PtH、ρ_HS分别表示变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、储氢设备的年化建设回收系数，D_s表示一年中典型日s的天数，Δ_τ表示调度时段τ的时长，λ^Loss表示单位网损成本，

分别表示长管拖车的单位运输成本、固定派遣成本，l_a、l_mn分别表示线路a、氢气运行路径mn的长度，ψ表示年利率，Y_σ表示设备σ的全寿命周期年限；

式中，f表示目标函数，Ω_t表示规划阶段集合，γ_t表示阶段t的初始年份。

3.根据权利要求1所述的配电网与氢能系统的联合规划方法，其特征在于，氢能生产约束包括电转氢设备、储氢设备的氢能系统建设约束和制氢站运行约束；

电转氢设备、储氢设备的氢能系统建设约束满足：

式中，PtH、HS分别表示电转氢设备、储氢设备，{·}表示设备集合，表示设备σ节点的集合，σ表示设备标号，

表示设备的建设容量，

表示设备建设容量的上限；

制氢站运行约束满足：

式中，N_τ表示氢能系统在一天内的调度时段数量，

分别表示制氢站g内储氢设备在初始时段、末尾时段的氢气存储量，δ、

分别表示储氢设备的最小、最大储氢百分比，μ_HS表示储氢设备的功率容量比，μ_ex表示的氢气最大输出量与生产量比值，Δ_τ'表示单个调度时段τ'的时长；

表示制氢站g内的长管拖车集合；

分别表示制氢站g的电转氢设备制氢量、向所有长管拖车输送的氢气总量、储氢设备储氢量、储氢设备放氢量、氢负荷量、氢负荷削减量，

表示制氢站g内储氢设备的氢气存储量，

表示加氢站g向长管拖车d的氢气输入量。

4.根据权利要求3所述的配电网与氢能系统的联合规划方法，其特征在于，氢能运输约束满足：

式中，

分别表示长管拖车d是否在路径mn、nm、gm、mg进行运输的0-1变量，

分别表示长管拖车d在节点m、n的辅助变量，

表示长管拖车d向加氢站m的氢气输入量；|Ω_HN|表示氢气节点的数量，

分别表示单辆长管拖车向加氢站m的最大氢气输入量、制氢站g向单辆长管拖车的最大氢气输入量，M表示一个任意大(非无穷大)的正整数。

5.根据权利要求4所述的配电网与氢能系统的联合规划方法，其特征在于，氢能供应约束满足：

Ω_HT表示长管拖车的集合；

分别表示加氢站m内储氢设备在初始时段、末尾时段的氢气存储量，

表示加氢站m的峰值氢负荷，

表示加氢站m在典型日s下时段τ的氢负荷百分比，

表示氢负荷最大削减系数；

分别表示加氢站m从长管拖车d输入的氢气量、氢负荷量、氢负荷削减量，

表示加氢站m内储氢设备的氢气存储量，

表示加氢站m向长管拖车d的氢气输入量。

6.根据权利要求5所述的配电网与氢能系统的联合规划方法，其特征在于，配电网建立约束包括变电站、变压器、配电线路、分布式光伏、分布式风机的建设约束；

配电网的建立成本约束满足：

式中，υ表示规划阶段，

分别表示以节点i为起始、末尾节点的配电线路集合，PV、WT分别表示分布式光伏、分布式风机，{·}表示设备集合，表示设备σ节点的集合，σ表示设备标号，

表示设备的建设容量，

表示设备建设容量的上限。

7.根据权利要求6所述的配电网与氢能系统的联合规划方法，其特征在于，配电网系统运行约束包括基于DistFlow的配电网潮流约束、变量上下限运行约束和辐射状运行约束；

基于DistFlow的配电网潮流约束满足：

式中，Ω_PN表示配电网节点集合，R_a、X_a分别表示线路a的电阻、电抗，

表示类型k的线路容量，

表示电负荷的功率因素；

分别表示变电站、线路、分布式光伏、分布式风机、电转氢设备、压缩氢气、电负荷、电负荷削减量的有功功率，

分别表示变电站、配电线路、分布式光伏、分布式风机的无功功率，U_itsτ、U_jtsτ分别表示节点i、j的电压值的平方，

表示线路的视在功率；

变量上下限运行约束满足；

{·}表示设备集合，表示设备σ节点的集合，σ表示设备标号，

表示类型k的变压器容量，U、

分别表示节点电压的上限、下限，

表示线路电流的上限；

分别表示分布式光伏、分布式风机在典型日s下时段τ的出力百分比，

分别表示变电站、分布式光伏、分布式风机的功率因素，

表示电负荷最大削减比例，μ表示新能源最大渗透率；

分别表示分布式光伏、分布式风机的有功削减量；

辐射状运行约束满足：

式中，

分别表示配电线路、变电站的虚拟功率，

表示节点虚拟负荷量，|Ω_PL|表示配电网负荷节点的数量。

8.根据权利要求7所述的配电网与氢能系统的联合规划方法，其特征在于,基于目标级联分析法将联合规划模型分解为配电网子模型和氢能系统子模型，并进行分布式迭代计算包括以下步骤：

建立氢能系统与配电网联合约束条件：

式中，

表示配电网电转氢设备节点i在氢能系统的对应节点，η_PtH、η_Com分别表示电转氢设备的氢气转换效率、压缩氢气单位功率；

对耦合约束(62)(63)进行松弛，将联合模型分解为氢能系统规划子模型(64)和配电网规划子模型：

氢能系统规划子模型为：

配电网规划子模型为：(65)

其中，f_H、f_P分别表示含惩罚项的氢能系统目标函数、含惩罚项的配电网目标函数，λ_t,s,τ,i,1、γ_t,s,τ,i,1分别表示电转氢设备一次惩罚项、二次惩罚项，λ_t,s,τ,i,2、γ_t,s,τ,i,2分别表示气体压缩设备一次惩罚项、二次惩罚项，

和

表示由配电网传递到氢能系统的交互变量，

表示氢能系统传递到配电网的交互变量；

设置氢能系统和配电网交互变量的初始值为

一次惩罚项和二次惩罚项的初始值为

惩罚项的更新步长为

最大迭代次数N^max，收敛判据ψ₁、ψ₂，取迭代次数n＝1；

配电网将上次求解结果中的交互变量传递到氢能系统，求解氢能系统规划子模型(64)；氢能系统将上次求解结果中的交互变量传递到配电网，求解配电网子模型；若同时满足收敛判据和，或n＝N^max，结束迭代；否则，按照公式组更新一次惩罚项和二次惩罚项，取n＝n+1，进入下一次迭代；

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