(19)国家知识产权局 (12)发明 专利申请 (10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请 号 202210878892.X (22)申请日 2022.07.25 (71)申请人 中国电力工程顾问集团西南电力设 计院有限公司 地址 610056 四川省成 都市成华区东 风路 16号 (72)发明人 李健华　郑勇　伍文城　李嘉逸　 何志强　杨帆　付浩　武云霞　 白智丹　陈雪　李天鸷　 (74)专利代理 机构 成都九鼎天元知识产权代理 有限公司 51214 专利代理师 孙元伟 (51)Int.Cl. H02J 3/38(2006.01) H02J 3/46(2006.01)H02J 3/28(2006.01) H02J 3/24(2006.01) H02J 3/00(2006.01) G06Q 10/04(2012.01) G06Q 10/06(2012.01) G06Q 50/06(2012.01) (54)发明名称 一种电力市场环境下的水光蓄互补发电系 统容量配置方法 (57)摘要 本发明提供了一种电力市场环境下的水光 蓄互补发电系统容量配置方法， 包括以下步骤： 根据水电站出力特性、 抽水蓄能电站的发电/抽 水特性建立水光蓄互补发电系统出力特性模型； 构建以功率交换曲线的波动率和负荷跟踪系数 作为互补效果的评价指标； 建立光伏、 现货价格 和负荷的不确定性模型， 利用日前市场优化发电 系统的出力， 利用实时市场平衡光伏和负荷的预 测偏差； 建立基于经济性和互补特性的水光蓄互 补发电系统容量配置模型。 本发 明所提出的水光 蓄互补发电系统， 考虑光伏、 现货价格和本地负 荷的不确定性， 市场环境下基于多个典型场景的 合理容量优化配置方案， 能够在满足互补指标的 同时， 使互补指标与系统经济性之间相互制约， 提高系统经济效益。 权利要求书2页 说明书17页 附图9页 CN 115360745 A 2022.11.18 CN 115360745 A 1.一种电力市场环境下的水光蓄互补发电系统容量配置方法， 其特征在于， 包括以下 步骤： S1、 根据水电站出力特性、 抽水蓄能电站的发电/抽水特性建立水光蓄互补发电系统出 力特性模型； S2、 构建以功率交换曲线的波动率和负荷跟踪系数作为互补效果的评价指标； S3、 建立光伏、 现货价格和负荷的不确定性模型， 利用日前市场优化发电系统的出力， 利用实时市场平衡光伏和负荷的预测偏差； S4、 建立基于经济性和互补特性的水光蓄互补发电系统容 量配置模型。 2.根据权利要求1所述的一种电力市场环境下的水光蓄互补发电系统容量配置方法， 其特征在于， 步骤S1中建立水光蓄互补发电系统出力特性模型包括： S11、 基于水电站的出力、 水库、 水位、 流量的非线性特性， 建立水电站的非线性出力模 型； S12、 根据抽水蓄能电站可以利用发电和抽水的特性实现发电量转移、 总出力的快速调 节， 建立抽水蓄能电站出力模型； S13、 考虑光伏出力的不确定性， 建立了基于正态概 率分布的光伏出力不确定性模型； S14、 结合水电站出力模型、 抽水蓄能电站出力模型和分布式光伏电站出力模型， 将各 个电源出力进行叠加， 建立水光蓄互补发电系统出力特性模型。 3.根据权利要求1所述的一种电力市场环境下的水光蓄互补发电系统容量配置方法， 其特征在于， S2包括： S21、 分别对水光蓄互补发电系统总出力的变化率和负荷侧的 电能消耗变化率进行归 一化处理， 计算负荷跟踪系数； S22、 对于任一区域内， 水光蓄互补发电系统的输出由本地负荷优先消纳， 剩余电力送 入大电网， 计算该区域接入电网的接入点的功率， 并计算所述接入点的功率的最大波动比 例。 4.根据权利要求3所述的一种电力市场环境下的水光蓄互补发电系统容量配置方法， 其特征在于， S3中包括以下步骤： S31、 对除晴朗天气以外的其他天气类型下的光伏预测误差进行建模， 建立光伏预测误 差的标准差的概 率密度函数； S32、 根据对历史电价的抽取和分析， 基于时间序列分析法中的ARIMA自回归积分滑动 平均模型并计入现货价格的波动性， 建立现货价格不确定性模型； S33、 根据实时负荷需求与日前负荷需求的偏差制定水光蓄互补发电系统的日前调度 计划， 使实际负荷需求和日前负荷需求的误差因子控制在所能接收的最恶劣的情况以内。 5.根据权利要求1所述的一种电力市场环境下的水光蓄互补发电系统容量配置方法， 其特征在于， S4所建立的水光蓄互补发电系统容量配置模型中本地负荷用电需求由水光蓄 互补发电系统供给， 该部分交易电量按固定电价结算， 水光蓄互补发电系统在完成本地负 荷用电需求的供能后剩余的电量则在现货市场进行售电， 并以现货价格结算。 6.根据权利要求1所述的一种电力市场环境下的水光蓄互补发电系统容量配置方法， 其特征在于， S4所建立的水光蓄互补发电系统容量配置模型中当水光蓄互补发电系统的出 力不能满足当地负荷的用电需求， 则从现货市场上购买供 给。权　利　要　求　书 1/2 页 2 CN 115360745 A 27.根据权利要求1所述的一种电力市场环境下的水光蓄互补发电系统容量配置方法， 其特征在于， S4中在考虑系统互补指标、 现货价格不确定性、 日前和实时负荷偏差的基础 上， 计入设备 投资成本、 维护成本、 水电站弃水成本、 抽蓄机组发电成本， 建立以年收益最大 为目标的水光蓄互补发电系统容 量配置模型。 8.根据权利要求7所述的一种电力市场环境下的水光蓄互补发电系统容量配置方法， 其特征在于， 所述以年收益 最大为目标的水光蓄互补发电系统容 量配置模型为： 其中， N为典型场景数， Dn为典型场景持续的天数， T为计划周期内的总时段数， 表示 典型场景n内的本地负荷售电收入， 表示典型场景n内的日前市场购售电费用， 表 示典型场景n内的实时市场购售电费用， 分别表示典型场景n内的弃水成本和 抽蓄机组发电成本， Cyear表示互补系统的年投资成本 。 9.根据权利要求1至8中任一项所述的一种电力市场环境下的水光蓄互补发电系统容 量配置方法， 其特 征在于， 水光蓄互补发电系统容 量配置规划包括： S5、 输入原 始数据； S6、 进行水光蓄互补发电系统容量配置规划， 根据本地负荷， 选择确定的容量规划方 案， 求得互补发电系统的等 年值成本和年维护成本， 并选择确定的典型场景进行分析； S7、 预测本地日前负荷曲线、 光伏日前出力曲线和日前市场电价， 根据上述数据， 优化 水光蓄互补发电系统出力， 并确定日前现货市场购售电量； 根据实时负荷曲线和光伏实时 出力曲线， 得到日前和实时的预测偏差， 确定实时市场购售电量； 计算 典型场景下的收益与 购电成本； 全部典型场景计算完毕， 即可求得 该规划方案下的系统效益； S8、 全部规划方案计算完毕， 针对敏感参数进行灵敏度分析； S9、 基于对规划周期内所有方案的系统效益进行比较， 对经济性与互补特性进行权衡 考量， 得出水光蓄互补发电系统规划结果。 10.根据权利要求9所述的一种电力市场环境下的水光蓄互补发电系统容量配置方法， 其特征在于， 所述敏感参数包括不同互补指标、 容量配置方案、 中长期价格、 现货价格不确 定性对发电系统收益 率的影响。权　利　要　求　书 2/2 页 3 CN 115360745 A 3