[发明专利]电力/电量补偿协同的风光水多能互补容量优化配置方法

权利要求书

1.电力/电量补偿协同的风光水多能互补容量优化配置方法，其特征在于，包括：

通过评估风光资源量，初步选取风光电站场址，并确定风光最大可开发容量，包括：通过计算各地理网格内平均风速、风功率密度、风速年内分布以及年风能可利用小时评估流域内各地理网格的风能开发潜力；以年均太阳总辐射和日照时数评价太阳能资源的丰富程度，采用一年中各月日照时数大于6h的天数最大值与最小值之比衡量太阳能稳定程度，综合评估流域内各地理网格的太阳能资源的丰富程度和稳定程度；结合《风能资源评估手册》和《光伏并网电站太阳能资源评估规范》规定，以及流域下垫面条件选出风光资源开发潜力最优的地理网格；根据地理网格面积确定风光最大可开发容量；

构建兼顾长期电量补偿和短期电力补偿的风光水多能互补长短嵌套序贯调度模型，评估给定风光装机容量下风光水多能互补调度效益；

所述兼顾长期电量补偿和短期电力补偿的风光水多能互补长短嵌套序贯调度模型包括两层，

第一层为以风光水多能互补系统全年发电收益最大为目标的长期电量补偿优化调度模型；第二层为以电网剩余负荷方差最小为目标的短期电力补偿优化调度模型；

所述长期电量补偿优化调度模型为：

P^h_i,d＝kQ^e_i,d*H_i,d，

其中，E为风光水多能互补系统全年发电收益，Δd为长期时段长，m为水电站数量，Td为长期调度划分时段数，C_w,d和C_s,d分别为风电和光伏上网价格，C_h,d为水电随长期时段d变化的丰枯电价，P^h_i,d为水电站i在长期时段d的输出功率，P^w_i,d和P^s_i,d分别为在长期时段d，接入水电站i打捆送出的风电和光伏输出功率，Q^e_i,d为水电站i在长期时段d的发电流量，H_i,d为水电站i在长期时段d的发电水头，k为水电站出力系数，P_stc为标准条件下光伏电池板的出力，I_stc为标准条件所对应的辐照度，t_stc为标准条件下所对应的温度，I_i,d为光伏电站在长期时段d的实测辐照度，为光伏电池板的功率温度系数，t_i,d为光伏电站在长期时段d的光伏电池板温度，为风机额定输出功率，v_i,d为风机在长期时段d的轮毂高度风速，v_in为切入风速，v_out为切出风速，v_r为风机额定风速；

所述长期电量补偿优化调度模型需满足约束条件：

水量平衡约束：

V_i,d+1＝V_i,d+(I_i,d-Q_i,d)Δd，

其中，V_i,d,V_i,d+1分别为水电站i在长期时段d的初、末库容，I_i,d和Q_i,d分别为水电站i在长期时段d的入库流量和出库流量；

发电引用流量约束：

其中，为水电站i最大允许引用流量；

下泄流量约束：

Q_i,min≤Q_i,d≤Q_i,max，

其中，Q_i,min为水电站i下游最小生态需水流量，Q_i,max为水电站i最大允许下泄流量；

水库库容约束：

V_i,min≤V_i,d≤V_i,max，

其中，V_i,min为水电站i死库容，V_i,max为水电站i在长期时段d的最大允许库容；

日水位变幅约束：

ΔZ≤ΔZ_max，

其中，ΔZ为一日水位变幅，ΔZ_max为一日最大允许水位变幅；

输送通道容量约束：

P^s_i,d+P^w_i,d+P^h_i,d≤N_max，

其中，N_max为输送通道最大容量；

所述短期电力补偿优化调度模型为：

其中，F为电网剩余负荷方差，T为短期调度划分时段数，分别为风电、光伏和水电站在短期时段t的出力，L_t为短期时段t的电网负荷需求，L_max为最大电网负荷需求，为平均缺负荷量；

所述短期电力补偿优化调度模型同样需满足在短期时段内的水电站水量平衡约束，水电站水位变幅约束，水电站库容约束，水电站流量约束，以及输送通道容量约束，还需要满足：

S_d,96＝S_d，

其中，S_d长期时段d的末水位，S_d,96为短期调度日末水位；

构建电力/电量补偿协同的风光水多能互补容量优化配置模型；所述优化配置模型以风光最大可开发容量为约束，以风光水多能互补调度全生命周期投资收益最大化为目标，所述优化配置模型如下：

max NP＝P-C_in-C_om，

其中，NP为互补运行全生命周期投资净收益，P为互补运行全生命周期总发电收益，C_in为风光电站前期投资成本，C_om为风光电站在全生命周期内的运行维护成本，Y和Td为全生命周期年数和每年的天数，分别表示水电站、光伏电站和风电站在第i年j天k时段内的发电收益，和分别为单位装机容量光伏电站和风电站的投资费用，N^pv和N^w分别表示光伏电站和风电站的装机容量，和分别表示单位装机容量光伏、风电的年运行维护费用，N^pv、N^w分别为光伏电站和风电站的装机容量；

求解所述优化配置模型，得到最优风光装机容量。