一种风光储互补发电系统容量配置计算方法及系统技术方案

本发明专利技术提出了一种风光储互补发电系统容量配置计算方法及系统，方法包括以下步骤：获取所需的原始数据；基于原始数据并以风电‑光伏‑储能互补发电系统年净收益最大化为目标，生成初始化风电‑光伏‑储能容量配置方案；根据生成的初始化的风电‑光伏‑储能容量配置方案进行生产模拟，得出年外送电量以及储能SOC年曲线；利用不同风电‑光伏‑储能容量配置方案计算模块所求得的风电、光伏、储能年外送电量以及储能SOC年曲线及对应的年净收益指标，对风电‑光伏‑储能容量配置方案进行寻优；根据寻优输出最优的风电‑光伏‑储能容量配置方案。本发明专利技术优化综合考虑了建设资本金折现、贷款还本付息、储能寿命损耗等因素，更加符合工程建设实际。

【技术实现步骤摘要】
一种风光储互补发电系统容量配置计算方法及系统
本专利技术涉及电力系统规划领域，特别涉及一种风光储互补发电系统容量配置计算方法及系统。
技术介绍
大型集中并网的风电、光伏由于其各自的随机性、波动性，易对电网造成冲击，同时受调峰能力不足等因素影响，已出现不同程度弃风、弃光问题。风电-光伏-储能互补发电系统可利用风光资源在昼夜和季节的自然互补性，同时配合储能充放电，可以在一定程度优化并网特性、提高消纳能力，在风光储互补电源规划阶段需考虑如下问题：(1)在允许的总投资金额上限确定的前提下，风电、光伏、储能配比如何确定；(2)在允许的总建设用地上限确定的前提下，风电、光伏、储能配比如何确定；(3)如何通过合理的风电、光伏、储能配比，提高间歇性电源并网特性。
技术实现思路
为解决现有技术风电、光伏、储能配比问题，本专利技术提出了一种风光储互补发电系统容量配置计算方法及系统，采用双层优化结构，外层优化以互补发电系统年净收益最大化为目标，通过量子粒子群算法优化风电-光伏-储能容量配置；内层优化以互补发电系统日出力波动率和日出力峰谷差最小化为目标，通过8760h生产模拟优化储能充放电功率。外层容量优化综合考虑了建设资本金折现、贷款还本付息、储能寿命损耗等因素，更加符合工程建设实际。为了实现上述目的，本专利技术采用如下技术方案：一种风光储互补发电系统容量配置计算方法，包括以下步骤：获取风电-光伏-储能容量计算所需的原始数据；基于原始数据并以风电-光伏-储能互补发电系统年净收益最大化为目标，生成初始化的风电-光伏-储能容量配置方案；根据生成的初始化的风电-光伏-储能容量配置方案进行生产模拟，以互补发电系统日出力波动率和日出力峰谷差最小化为目标，通过生产模拟优化储能充放电功率，得出风电、光伏、储能年外送电量以及储能SOC年曲线；利用不同风电-光伏-储能容量配置方案计算模块所求得的风电、光伏、储能年外送电量以及储能SOC年曲线及对应的年净收益指标，对风电-光伏-储能容量配置方案进行寻优；根据寻优输出最优的风电-光伏-储能容量配置方案。作为本专利技术的进一步改进，所述风电-光伏-储能互补发电系统年净收益最大化目标函数为：FEX＝max[(EWA+ESA+EEA)-(CPA+CEA)](1)式中，EWA、ESA、EEA分别为风电、光伏、储能年电量收益；CPA、CEA分别为电源、储能年成本费用。作为本专利技术的进一步改进，所述电源、储能年成本费用具体计算公式为：式中，CP-IN为电源建设资本金折算的年成本费用；CP-IC为电源建设贷款产生的年还本付息费用；CP-OM为电源年运行维护费用；α为电源建设资本金占总投资的比例；CP为电源建设总投资额；C(r,n)为资本回收系数，r为折现率；n为电源项目运营期；i为年贷款利率；m为电源投资贷款年限；γ为电源年运行维护费占总投资额的比例；CW为风电单位造价；PW为风电装机；CS为光伏单位造价；PS为光伏装机。式中，CE-IN为储能建设资本金折算的年投资成本费用；CE-IC为储能建设贷款产生的年还本付息费用；CE-OM为储能年运行维护费用；CE-R为互补发电系统运营期内储能年均更换成本；PD为储能价格年降幅；表示向上取整；β为储能建设资本金占总投资额的比例；CE为储能建设总投资额；x为储能寿命；y为储能投资贷款年限；δ为储能年运行维护费占总投资额的比例；CEP为储能功率单位造价；PE为储能功率；CES为储能容量单位造价；EE为储能容量。作为本专利技术的进一步改进，所述储能寿命采用等效循环寿命法对储能的寿命进行测算，测算过程中根据储能SOC年曲线、采用雨流计数法提取和统计每个实际循环周期。作为本专利技术的进一步改进，所述风电-光伏-储能互补发电系统年净收益的经济性指标的约束条件为：①投资约束：允许的总投资金额上限为Cmax，则风电、光伏、储能装机约束为：式中，PWmax为风电装机上限；PSmax为光伏装机上限；PEmax为储能功率上限；TEmin为储能允许最短时长。②土地约束：允许的建设用地面积上限为Smax，则风电、光伏、储能建设用地约束为：式中，SWmax为风电建设用地上限；SUW为风电单位占地；SSmax为光伏建设用地上限；SUS为光伏单位占地；SEmax为储能建设用地上限；SUE为储能单位占地；SW、SS、SE分别为风电、光伏、储能实际建设用地；SA为其他辅助设施实际建设用地。作为本专利技术的进一步改进，所述互补发电系统日出力波动率、日出力峰谷差最小化目标函数为：式中，PW(d,t)、PS(d,t)、PESS(d,t)分别为第d天第t小时风电、光伏、储能出力；Pave(d)分别为第d天不考虑储能调节的日平均出力。构建聚合多目标函数为：式中，权重因子λ的取值将直接影响复合目标函数FIN值的大小，采用目标函数适应度离差排序法来确定λ1、λ2的参数值。作为本专利技术的进一步改进，间歇性电源并网特性指标考虑的约束条件为：①8760h生产模拟过程有功平衡约束；②储能充放电功率及SOC约束；③弃电率约束。作为本专利技术的进一步改进，风电-光伏-储能容量配置方案中储能充放电策略及约束条件如下：定义d天t小时不平衡功率ΔP(d,t)：正值表示需要充电、负值表示需要放电、零值表示不需要动作；风电、光伏d天t小时理论可发功率为PG(d,t)＝PW(d,t)+PS(d,t)；Pex(d,t)为d天t小时电网可接纳功率上限；储能实时可用容量为EA(d,t)；实时SOC为EE(d,t)，代表储能实时剩余电量，其上下限分别为Emax和Emin；储能额定功率为PESS；ηS和ηR分别为储能的充/放电效率，d天t小时储能的实时功率为PE(d,t)，充电为正、放电为负，则储能充放电功率约束为：①储能理论功率需求：②储能理论可用容量及充/放电功率：③储能SOC约束(EA(d,t)≥|PE(d,t)Δt)：④储能SOC约束(EA(d,t)＜|PE(d,t)Δt)：⑤储能自放电修正：定义KD为储能自放电率：EE(d,t+Δt)＝EE(d,t)·(1-KD)(14)作为本专利技术的进一步改进，所述寻优终止条件是重复处理直到达到算法收敛条件或设定的迭代次数为止。一种风光储互补发电系统容量配置计算系统，包括：获取模块，用于获取风电-光伏-储能容量计算所需的原始数据；方案初始化模块，用于基于原始数据并以互补发电系统年净收益最大化为目标，生成初始化的风电-光伏-储能容量配置方案；计算模块，用于根据风电-光伏-储能容量配置方案进行生产模拟，以互补发电系统日出力波动率和日出力峰谷差最小化为目标，通过生产模拟优化储能充放电功率，得出风电、光伏、储能年外送电量以及储能SOC年曲线；...

【技术保护点】
1.一种风光储互补发电系统容量配置计算方法，其特征在于，包括以下步骤：/n获取风电-光伏-储能容量计算所需的原始数据；/n基于原始数据并以风电-光伏-储能互补发电系统年净收益最大化为目标，生成初始化的风电-光伏-储能容量配置方案；/n根据生成的初始化的风电-光伏-储能容量配置方案进行生产模拟，以互补发电系统日出力波动率和日出力峰谷差最小化为目标，通过生产模拟优化储能充放电功率，得出风电、光伏、储能年外送电量以及储能SOC年曲线；/n利用不同风电-光伏-储能容量配置方案计算模块所求得的风电、光伏、储能年外送电量以及储能SOC年曲线及对应的年净收益指标，对风电-光伏-储能容量配置方案进行寻优；/n根据寻优输出最优的风电-光伏-储能容量配置方案。/n

【技术特征摘要】
1.一种风光储互补发电系统容量配置计算方法，其特征在于，包括以下步骤：
获取风电-光伏-储能容量计算所需的原始数据；
基于原始数据并以风电-光伏-储能互补发电系统年净收益最大化为目标，生成初始化的风电-光伏-储能容量配置方案；
根据生成的初始化的风电-光伏-储能容量配置方案进行生产模拟，以互补发电系统日出力波动率和日出力峰谷差最小化为目标，通过生产模拟优化储能充放电功率，得出风电、光伏、储能年外送电量以及储能SOC年曲线；
利用不同风电-光伏-储能容量配置方案计算模块所求得的风电、光伏、储能年外送电量以及储能SOC年曲线及对应的年净收益指标，对风电-光伏-储能容量配置方案进行寻优；
根据寻优输出最优的风电-光伏-储能容量配置方案。


2.根据权利要求1所述的计算方法，其特征在于，所述风电-光伏-储能互补发电系统年净收益最大化目标函数为：
FEX＝max[(EWA+ESA+EEA)-(CPA+CEA)](1)
式中，EWA、ESA、EEA分别为风电、光伏、储能年电量收益；CPA、CEA分别为电源、储能年成本费用。


3.根据权利要求2所述的计算方法，其特征在于，所述电源、储能年成本费用具体计算公式分别为：



式中，CP-IN为电源建设资本金折算的年成本费用；CP-IC为电源建设贷款产生的年还本付息费用；CP-OM为电源年运行维护费用；α为电源建设资本金占总投资的比例；CP为电源建设总投资额；C(r,n)为资本回收系数，r为折现率；n为电源项目运营期；i为年贷款利率；m为电源投资贷款年限；γ为电源年运行维护费占总投资额的比例；CW为风电单位造价；PW为风电装机；CS为光伏单位造价；PS为光伏装机；



式中，CE-IN为储能建设资本金折算的年投资成本费用；CE-IC为储能建设贷款产生的年还本付息费用；CE-OM为储能年运行维护费用；CE-R为互补发电系统运营期内储能年均更换成本；PD为储能价格年降幅；表示向上取整；β为储能建设资本金占总投资额的比例；CE为储能建设总投资额；x为储能寿命；y为储能投资贷款年限；δ为储能年运行维护费占总投资额的比例；CEP为储能功率单位造价；PE为储能功率；CES为储能容量单位造价；EE为储能容量。


4.根据权利要求3所述的计算方法，其特征在于，所述储能寿命采用等效循环寿命法对储能的寿命进行测算，测算过程中根据储能SOC年曲线、采用雨流计数法提取和统计每个实际循环周期。


5.根据权利要求2所述的计算方法，其特征在于，所述风电-光伏-储能互补发电系统年净收益的经济性指标的约束条件为：
①投资约束：允许的总投资金额上限为Cmax，则风电、光伏、储能装机约束为：



式中，PWmax为风电装机上限；PSmax为光伏装机上限；PEmax为储能功率上限；TEmin为储能允许最短时长；
②土地约束：允许的建设用地面积上限为Smax，则风电、光伏、储能建设用地约束为：



式中，SWmax为风电建设用地上限；SUW为风电单位占地；SSmax为光伏建设用地上限；SUS为光伏单位占地；SEmax为储...

【专利技术属性】
技术研发人员：王磊，冯斌，王昭，杨欣，傅旭，范丽霞，黄明良，杨攀峰，
申请(专利权)人：中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司，
类型：发明
国别省市：陕西;61