1.考虑需求响应的综合能源系统低碳经济优化运行方法，其特征在于，通过分析综合能源系统IES负荷特性建立纵向需求响应模型和横向需求响应模型并建立考虑需求响应的IES低碳经济优化运行模型；具体按照以下步骤实施：步骤1、对综合能源系统IES的负荷特性进行分析；具体如下：根据负荷的用能特征，将综合能源系统IES的负荷划分为同种能源类型在时间上可转移和可削减的纵向需求响应，以及不同能源类型间可相互替代的横向需求响应，具体分类如下：

1)纵向需求响应包括可转移电/气需求响应和可削减电/气需求响应，此类负荷只使用一种能源，可根据电价和激励机制实现用能时段的转移和用电量的削减；

2)横向需求响应指可替代电/气负荷，此类负荷可使用多种能源，通过能源的替代作用实现负荷的灵活调节；

步骤2、分别建立纵向需求响应模型和横向需求响应模型；步骤2具体过程为：步骤2.1、建立纵向需求响应模型；

在IES中，电力系统和天然气系统分别以分时电价和分时气价的形式，引导可转移负荷在单位用能时间段中进行电量转移，可转移电/气负荷建模采用弹性矩阵法，弹性矩阵为式(1)中，ε为弹性系数，对角线为自弹性，其他为互弹性，自弹性为负，表征本时段对应负荷减少；互弹性为正，表征对其他时段价格变化的负荷响应量；

弹性系数ε为

式(2)中，p、q为可转移负荷的电量、分时价格；Δp、Δq为可转移负荷的电量变化量、分时价格变化量；

可转移电、气负荷的数学模型为

式(3)中，PTRY、PTR为可转移电负荷的初始负荷和响应后的电负荷；PTR1…PTRt为1～t各时段可转移电负荷响应后的电负荷；ΔPTR为可转移电负荷的转移量；弹性矩阵对角线为电负荷自弹性，其他为电负荷互弹性；ΔqE1…ΔqEt为1～t各时段可转移电负荷的分时价格变化量；qE1…qEt为1～t各时段可转移电负荷的分时价格；式(4)中，ETRY、ETR为可转移气负荷的初始负荷和响应后的气负荷；ETR1…ETRt为1～t各时段可转移气负荷响应后的气负荷；ΔETR为可转移气负荷的转移量；弹性矩阵对角线为气负荷自弹性，其他为气负荷互弹性；ΔqE1…ΔqEt为1～t各时段可转移气负荷的分时价格变化量；qE1…qEt为1～t各时段可转移气负荷的分时价格；

可转移电/气负荷在一个运行周期内，负荷总量不变，且单位时间转移负荷功率有上下限限制，约束具体如下：式(5)和式(6)中，PTRY,t、PTR,t为t时段可转移电负荷的初始负荷和响应后的电负荷；

ETRY,t、ETR,t为t时段可转移气负荷的初始负荷和响应后的气负荷；ΔPTR,max、ΔPTR,min为可转移电负荷转移量的上下限；ΔETR,max、ΔETR,min为可转移气负荷转移量的上下限；

综合能源系统中，根据系统供能和需求情况，通过削减相应负荷功率，缓解运行过程中的用能紧张，可削减电/气负荷的数学模型为：式(7)中，PCUY,t、PCU,t为t时段可削减电负荷的初始负荷和响应后的负荷；ECUY,t、ECU,t为t时段可削减气负荷的初始负荷和响应后的负荷；ΔPCU,t、ΔECU,t为t时段可削减电负荷和气负荷的削减量；bCUE,t、bCUG,t为可削减电/气负荷的削减状态，值为1表示t时段发生削减调节，值为0表示未发生削减调节；θE,t、θG,t为可削减电/气负荷的削减比例，值为1表示t时段负荷全部削减，值为0表示未发生削减调节；

可削减电/气负荷需满足削减功率范围约束为

式(8)中，ΔPCU,max、ΔPCU,min为可削减电负荷削减量的上下限；ΔECU,max、ΔECU,min为可削减气负荷削减量的上下限；

步骤2.2、建立横向需求响应模型

可替代电/气负荷在不同能源价格和不同用电需求的引导下，可通过能源之间的耦合，实现不同能源间的替代，能源耦合表达式为式(9)中，PSUY,t、PSU,t为可替代电负荷的初始负荷和响应后的负荷；ESUY,t、ESU,t为可替代气负荷的初始负荷和响应后的负荷；ΔPSU、ΔESU为可替代电负荷和气负荷的替代量；

为可替代电负荷的替代状态； 为可替代气负荷的替代状态；

可替代电/气负荷的替代功率范围满足约束如下：

式(10)和式(11)中， 为电负荷替代气负荷的电能替代量上下限；

为气负荷替代电负荷的电能替代量上下限； 为气负荷

替代电负荷的气能替代量上下限； 为电负荷替代气负荷的气能替代量上下限；

步骤3、构建考虑需求响应的综合能源系统低碳经济优化运行模型；步骤3具体过程为：步骤3.1、考虑上级电网和气井的购能成本、需求响应成本和碳交易成本构建低碳运行目标函数；

考虑需求响应的IES低碳经济优化运行模型的目标函数为

minf＝f1+f2     (12)

式(12)、(13)和(14)中，f1为系统运行成本；f2为碳交易成本；PE,t为t时段燃煤机组的发电功率；ΔPCU、ΔECU为可削减电负荷和气负荷的削减量；PGT,t为t时段燃气轮机的发电功率；

γCUE、γCUG为可削减电/气负荷的单位削减成本系数；ξ为碳交易的奖励基价；ΔE为碳排放量区间长度；κ为惩罚阶段的碳交易价格增长率；λ为奖励阶段的碳交易价格增长率；ρE,t为t时段上级电网单位电价；ρG,t为t时段天然气单位价格；EIES为系统总无偿碳排放配额；EIES,C为系统实际运行的总碳排放量；

步骤3.2、考虑系统运行时的电力网络约束、节点电压约束、天然气网络约束，约束条件具体如下：电力网络约束：

PEL,t＝PTR,t+PCU,t+PSU,t    (19)式(15)、(16)、(17)、(18)和(19)中，Pij,t、Qij,t为ij支路有功和无功功率；Pjk,t、Qjk,t为jk支路有功和无功功率；PGT,t、QGT,t为t时段燃气轮机的发电有功功率和无功功率；PWT,t、QWT,t为t时段风电有功功率和无功功率；PEC,t、QEC,t为t时段电解槽的输入有功电功率和无功电功率；PEL,t、QEL,t为t时段电负荷有功功率和无功功率；ΔPW,t、ΔQW,t为t时段弃风有功量和弃风无功量；rij、xij为ij支路的电阻和电抗；Ui,t、Uj,t为i和j节点的电压；Iij,t、Uij,t为ij支路流过电流和ij节点的电压差；

节点电压约束：

Uj,min≤Uj,t≤Uj,max   (20)

式(20)中，Uj,max、Uj,min为j节点处电压允许的上下限；

天然气网络约束：

式(21)和式(22)中，sgn(πi,t,πj,t)为符号函数，i节点压力高于j节点压力时，该数值为

1，反之为‑1；πi,t、πj,t为t时段i节点和j节点的天然气气压；πp,t、πq,t为t时段p节点和q节点的天然气气压；fpp,t为t时段天然气管道p的管道流量；φp为天然气管道p的气流传输参数；

节点气流平衡约束：

PGL,t＝ETR,t+ECU,t+ESU,t   (24)式(23)和式(24)中，V(n)、U(n)为以n节点为末端点和起始节点的气体管道集合；X(n)、Z(n)为n节点处的甲烷反应器和燃气轮机集合；ψH2G、ψGT为甲烷反应器和燃气轮机的转换系数；PH2G,t为t时段甲烷反应器功率；PGL,t为t时段气负荷有功功率；

管道流量约束：

fqmn,min≤fqmn,t≤fqmn,max    (25)式(25)中，fqmn,t为管道mn流量；fqmn,max、fqmn,min为管道mn流量上下限；

节点气压约束：

πm,min≤πm,t≤πm,max    (26)

式(26)中，πm,t为节点m处气压；πm,max、πm,min为节点m处气压允许的上下限；

与上级电网、天然气网络交换功率约束：

式(27)中，PE,t为t时段外购的电量；PG,t为t时段外购的天然气量；PEmax、PEmin为系统购电量上下限；PGmax、PGmin为系统购气量上下限；

氢能平衡约束：

式(28)中，Y(n)为n节点处储氢罐的集合；PP2H,t为电解槽生成氢气体积；PH2H,t为甲烷反应器消耗氢气的体积； 为储氢罐的进气量和出气量；

各单元出力约束：

式(29)中，PWTmax、PWTmin为风电出力上下限；PEC,t为t时段电解槽的输入有功电功率；

EMRHmax、EMRHmin为甲烷反应器氢气输入的上、下限；EMRH,t是t时段甲烷反应器输入的氢气；

PWTmax、PWTmin为风电出力上下限；PWT,t为t时段风电有功功率；PGTmax、PGTmin为燃气轮机出力上下限；PGT,t为t时段燃气轮机的发电有功功率；ΔPGTmax、ΔPGTmin为燃气轮机的爬坡功率上下限；

步骤4、利用CPLEX求解器求解所述综合能源系统低碳经济优化运行模型。

2.根据权利要求1所述的考虑需求响应的综合能源系统低碳经济优化运行方法，其特征在于，步骤4具体过程为：步骤4.1、设置综合能源系统低碳经济优化运行模型输入参数，输入电负荷和气负荷的原始负荷数据，输入风电的出力数据，以及系统中各单元的相应参数；

步骤4.2、将所构建的IES低碳经济优化运行模型采用二阶锥松弛和增量线性化手段进行线性化处理，在MATLAB中利用CPLEX求解器进行仿真求解，并得到该运行方案下的最优成本；

步骤4.3、若满足步骤3.2的约束条件，则停止计算；若不满足条件，则调整参数重新进行计算；

步骤4.4、得到综合能源系统中各单元的运行情况，确定该系统的运行方案。