一种多能互补发电系统储能容量协调优化配置方法和系统与流程

1.本发明适用于新能源发电技术领域，具体涉及一种多能互补发电系统储能容量协调优化配置方法和系统。


背景技术：

2.随着新能源发电和储能技术的飞速发展，越来越多的风能和太阳能资源通过在电源侧建设的含风电、光伏、光热及电/热/氢储能的多能互补发电系统进行外送和消纳。风、光发电资源具有很强的随机波动性，配置储能是平抑其波动性的重要技术手段，目前单一的电、热、氢储能资源成本相对较高，通过混合配置多类型储能，挖掘不同资源的多能互补作用，能够在保障系统运行收益的基础上，有效提高资源和外送通道的利用率。因此，针对多能互补新能源发电系统，如何合理优化配置电、热、氢储能系统容量，保证工程运行经济性、安全性和清洁性，是亟待解决的一个重点问题。
3.目前，在协同配置电/热/氢混合储能装置的情况下，系统内部存在电、热、氢三种能量流作用，在进行规划计算时需要同时考虑三种能量流之间的耦合作用及其与外界的交互影响，以及电/热/氢混合储能装置与新能源之间的协调运行策略，而现有技术通常只考虑一到两种储能形式对储能发电系统进行优化配置或调度，并未有同时考虑三种能量相互之间耦合并与外界交互的影响因素。另外，在缺少火电、水电等常规电源的支撑下，系统发电随机波动性非常强，目前的研究大都基于若干典型的风光资源场景，未充分考虑新能源出力的随机波动性，影响了规划结果的可靠性。


技术实现要素：

4.为克服上述现有技术的不足，本发明提出一种多能互补发电系统储能容量协调优化配置方法，包括：
5.获取风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数；
6.基于所述风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数对预先构建的多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型进行求解，得到电/热/氢混合储能容量最优配置方案；
7.所述多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型是以外送通道容量约束、新能源利用率约束、电氢储能装置运行策略约束和多能互补发电系统中各子系统的运行约束为约束条件构建的。
8.优选的，所述多能互补发电系统电/热/氢储能容量联合优化配置模型的构建包括：
9.以预设时长为最优配置方案的时间间隔，通过以所述多能互补发电系统的年净收益最大为目标构建优化配置目标函数；
10.为所述优化配置目标函数设定约束条件；
11.所述约束条件包括下述中的一种或多种：外送通道容量约束、新能源利用率约束、电氢储能装置运行策略约束和多能互补发电系统中各子系统的运行约束；
12.其中，所述多能互补发电系统中各子系统的运行约束包括下述中的一种或多种：风电/光伏的发电子系统运行约束、储能电站子系统运行约束、光热电站及储热子系统运行约束和储氢子系统运行约束。
13.优选的，所述储能电站子系统运行约束包括下述中的一种或多种：充放电功率范围约束、充放电状态约束、荷电状态约束、储能容量范围约束和储能时长约束；
14.所述光热电站及储热子系统运行约束包括下述中的一种或多种：集热器热量平衡约束、储热和放热功率范围约束、热-电功率转化约束、发电功率范围约束、发电热量平衡约束、运行状态逻辑约束、储热装置容量范围约束、储热装置热量平衡约束和储热装置外送能力范围约束；
15.所述储氢子系统运行约束包括下述中的一种或多种：电解槽制氢约束、电解槽功率范围约束、燃料电池发电约束、燃料电池功率范围约束、储氢装置容量范围约束、储氢装置容量平衡约束和储氢装置外送能力范围约束；
16.所述电氢储能装置运行策略约束包括下述中的一种或多种：风电/光伏弃电状态约束、储能电站运行策略约束、电解槽运行策略约束和燃料电池运行策略约束。
17.优选的，所述外送通道容量约束如下式所示：
[0018][0019]
式中：p
l
(t)表示系统在t时段的发电功率；pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；pb(t)表示储能电站在t时段的发电功率；ps(t)表示光热电站在t时段的发电功率；ph(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；pf(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；表示系统外送通道容量的上限；表示系统外送通道容量的下限；
[0020]
所述新能源利用率约束如下式所示：
[0021][0022]
式中：θ表示所有时段集合；pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；δ表示风电和光伏的最大弃电率；cw表示风电场装机容量；cv表示光伏电站装机容量；δw(t)表示风电场在t时段的理论归一化出力；δv(t)表示光伏电站在t时段的理论归一化出力。
[0023]
优选的，所述电氢储能装置运行策略约束如下式所示：
[0024]
[0025]
式中：表示风电场在t时段的发电功率上限；表示光伏电站在t时段的发电功率上限；pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；m为预设系数；表示储能电站在t时段的放电功率；表示储能电站在t时段的充电功率；ph(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；pf(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；cb表示储能电站逆变器容量；ch表示电解槽装机容量；cf表示燃料电池装机容量；x(t)表示风电/光伏的弃电状态；x(t)表示风电/光伏的弃电状态。
[0026]
优选的，所述风电/光伏的发电子系统运行约束如下式所示：
[0027][0028]
式中：pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；δw(t)表示风电场在t时段的理论归一化出力；δv(t)表示光伏电站在t时段的理论归一化出力；cw表示风电场装机容量；cv表示光伏电站装机容量；
[0029]
所述储氢子系统运行约束如下式所示：
[0030][0031]
式中：ph(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；vh(t)表示电解槽在t时段的制氢量；ηh表示电解槽的制氢效率；uh(t)表示电解槽在t时段的运行状态；ch表示电解槽装机容量；表示电解槽的最大技术出力；表示电解槽的最小技术出力；vf(t)表示燃料电池在t时段的耗氢量；ηf表示燃料电池的发电效率；uf(t)表示燃料电池在t时段的运行状态；pf(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；cf表示燃料电池装机容量；表示燃料电池的最大技术出力；表示燃料电池的最小技术出力；eh(t)表示储氢装置在t时段的储氢量；eh表示储氢装置容量；eh表示储氢装置的最小配置容量；eh(t)表示储氢装置在t时段的储氢量；表示储氢装置在t时段向外运输的氢量；表示储氢装置外送能力上限。
[0032]
优选的，所述储能电站子系统运行约束如下式所示：
[0033][0034]
式中：pb(t)表示储能电站在t时段的发电功率；表示储能电站在t时段的放电状态；表示储能电站在t时段的充电状态；表示储能电站在t时段的放电功率；表示储能电站在t时段的充电功率；eb(t)表示储能电站在t时段的蓄电量；cb表示储能电站逆变器容量；表示储能电站的充电效率；表示储能电站的放电效率；eb表示储能电站电池容量；nb表示储能电站的储电时长；nb表示储能电站的最低储电时长；
[0035]
所述光热电站及储热子系统运行约束如下式所示：
[0036][0037]
式中：表示光热电站在t时段的理论输入功率；表示光热电站在t时段的弃热功率，表示储热装置在t时段的储热功率；表示储热装置在t时段的放热功率；表示光热电站的最大储热功率；表示光热电站的最大放热功率；ps(t)表示光热电站在t时段的发电功率；hs(t)表示光热电站在t时段的发电热功率；ηs表示光热电站的热-电转换效率；us(t)表示光热电站在t时段的运行状态；cs表示光热电站装机容量；表示光热电站的最大；表示光热电站的最小技术出力；vs(t)表示光热电站在t时段的启机状态；表示光热电站启机所需热功率；es(t)表示储热装置在t时段的储热量；es表示储热装置容量；es表示储热装置的最小配置容量；表示光热电站的储热；表示光热电站的放
热效率；表示储热装置在t时段向热负荷的外送热量功率；表示储热装置外送能力上限。
[0038]
优选的，所述多能互补发电系统中设备包括下述中的一种或多种：风电场、光伏电站、电化学储能、光热电站、电解槽和燃料电池；
[0039]
所述经济性参数包括下述中的一种或多种：电化学储能装置单位容量投资成本、储热装置单位容量投资成本、储氢装置单位容量投资成本、系统售电价格、系统售热价格和系统售氢价格。
[0040]
基于同一发明构思，本发明还提供一种多能互补发电系统储能容量协调优化配置系统，包括：
[0041]
数据获取模块：用于获取风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数；
[0042]
求解模块：用于基于所述风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数对预先构建的多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型进行求解，得到电/热/氢混合储能容量最优配置方案；
[0043]
所述多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型是以外送通道容量约束、新能源利用率约束、电氢储能装置运行策略约束和多能互补发电系统中各子系统的运行约束为约束条件构建的。
[0044]
优选的，所述求解模块中多能互补发电系统电/热/氢储能容量联合优化配置模型的构建包括：
[0045]
以预设时长为最优配置方案的时间间隔，通过以所述多能互补发电系统的年净收益最大为目标构建优化配置目标函数；
[0046]
为所述优化配置目标函数设定约束条件；
[0047]
所述约束条件包括下述中的一种或多种：外送通道容量约束、新能源利用率约束、电氢储能装置运行策略约束和多能互补发电系统中各子系统的运行约束；
[0048]
其中，所述多能互补发电系统中各子系统的运行约束包括下述中的一种或多种：风电/光伏的发电子系统运行约束、储能电站子系统运行约束、光热电站及储热子系统运行约束和储氢子系统运行约束。
[0049]
优选的，所述求解模块中储能电站子系统运行约束包括下述中的一种或多种：充放电功率范围约束、充放电状态约束、荷电状态约束、储能容量范围约束和储能时长约束；
[0050]
所述光热电站及储热子系统运行约束包括下述中的一种或多种：集热器热量平衡约束、储热和放热功率范围约束、热-电功率转化约束、发电功率范围约束、发电热量平衡约束、运行状态逻辑约束、储热装置容量范围约束、储热装置热量平衡约束和储热装置外送能力范围约束；
[0051]
所述储氢子系统运行约束包括下述中的一种或多种：电解槽制氢约束、电解槽功率范围约束、燃料电池发电约束、燃料电池功率范围约束、储氢装置容量范围约束、储氢装置容量平衡约束和储氢装置外送能力范围约束；
[0052]
所述电氢储能装置运行策略约束包括下述中的一种或多种：风电/光伏弃电状态约束、储能电站运行策略约束、电解槽运行策略约束和燃料电池运行策略约束。
[0053]
优选的，所述求解模块中外送通道容量约束如下式所示：
[0054][0055]
式中：p
l
(t)表示系统在t时段的发电功率；pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；pb(t)表示储能电站在t时段的发电功率；ps(t)表示光热电站在t时段的发电功率；ph(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；pf(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；表示系统外送通道容量的上限；表示系统外送通道容量的下限；
[0056]
所述新能源利用率约束如下式所示：
[0057][0058]
式中：θ表示所有时段集合；pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；δ表示风电和光伏的最大弃电率；cw表示风电场装机容量；cv表示光伏电站装机容量；δw(t)表示风电场在t时段的理论归一化出力；δv(t)表示光伏电站在t时段的理论归一化出力。
[0059]
优选的，所述求解模块中电氢储能装置运行策略约束如下式所示：
[0060][0061]
式中：表示风电场在t时段的发电功率上限；表示光伏电站在t时段的发电功率上限；pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；m为预设系数；表示储能电站在t时段的放电功率；表示储能电站在t时段的充电功率；ph(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；pf(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；cb表示储能电站逆变器容量；ch表示电解槽装机容量；cf表示燃料电池装机容量；x(t)表示风电/光伏的弃电状态；x(t)表示风电/光伏的弃电状态。
[0062]
优选的，所述求解模块中风电/光伏的发电子系统运行约束如下式所示：
[0063][0064]
式中：pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；δw(t)表示风电场在t时段的理论归一化出力；δv(t)表示光伏电站在t时段的理论归一化出力；cw表示风电场装机容量；cv表示光伏电站装机容量；
[0065]
所述储氢子系统运行约束如下式所示：
[0066][0067]
式中：ph(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；vh(t)表示电解槽在t时段的制氢量；ηh表示电解槽的制氢效率；uh(t)表示电解槽在t时段的运行状态；ch表示电解槽装机容量；表示电解槽的最大技术出力；表示电解槽的最小技术出力；vf(t)表示燃料电池在t时段的耗氢量；ηf表示燃料电池的发电效率；uf(t)表示燃料电池在t时段的运行状态；pf(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；cf表示燃料电池装机容量；表示燃料电池的最大技术出力；表示燃料电池的最小技术出力；eh(t)表示储氢装置在t时段的储氢量；eh表示储氢装置容量；eh表示储氢装置的最小配置容量；eh(t)表示储氢装置在t时段的储氢量；表示储氢装置在t时段向外运输的氢量；表示储氢装置外送能力上限。
[0068]
优选的，所述求解模块中储能电站子系统运行约束如下式所示：
[0069][0070]
式中：pb(t)表示储能电站在t时段的发电功率；表示储能电站在t时段的放电状态；表示储能电站在t时段的充电状态；表示储能电站在t时段的放电功率；表示储能电站在t时段的充电功率；eb(t)表示储能电站在t时段的蓄电量；cb表示储能电站逆变器容量；表示储能电站的充电效率；表示储能电站的放电效率；eb表示储能电站电池容量；nb表示储能电站的储电时长；nb表示储能电站的最低储电时长；
[0071]
所述光热电站及储热子系统运行约束如下式所示：
[0072][0073]
式中：表示光热电站在t时段的理论输入功率；表示光热电站在t时段的弃热功率，表示储热装置在t时段的储热功率；表示储热装置在t时段的放热功率；表示光热电站的最大储热功率；表示光热电站的最大放热功率；ps(t)表示光热电站在t时段的发电功率；hs(t)表示光热电站在t时段的发电热功率；ηs表示光热电站的热-电转换效率；us(t)表示光热电站在t时段的运行状态；cs表示光热电站装机容量；表示光热电站的最大；表示光热电站的最小技术出力；vs(t)表示光热电站在t时段的启机状态；表示光热电站启机所需热功率；es(t)表示储热装置在t时段的储热量；es表示储热装置容量；es表示储热装置的最小配置容量；表示光热电站的储热；表示光热电站的放热效率；表示储热装置在t时段向热负荷的外送热量功率；表示储热装置外送能力上限。
[0074]
优选的，所述数据获取模块中多能互补发电系统中设备包括下述中的一种或多种：风电场、光伏电站、电化学储能、光热电站、电解槽和燃料电池；
[0075]
所述经济性参数包括下述中的一种或多种：电化学储能装置单位容量投资成本、储热装置单位容量投资成本、储氢装置单位容量投资成本、系统售电价格、系统售热价格和系统售氢价格。
[0076]
与最接近的现有技术相比，本发明具有的有益效果如下：
[0077]
本发明提供了一种多能互补发电系统储能容量协调优化配置方法和系统，包括：获取风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数；基于所述风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数对预先构建的多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型进行求解，得到电/热/氢混合储能容量最优配置方案；本发明通过构建包含多个约束的多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型对多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量进行相互耦合并与外界交互的协同规划，提供了更加全面、科学的协调优化配置方法。
附图说明
[0078]
图1为本发明提供的一种多能互补发电系统储能容量协调优化配置方法流程示意图；
[0079]
图2为本发明提供的一种含电/热/氢储能的多能互补发电系统结构图；
[0080]
图3为本发明提供的一种技术方案流程示意图；
[0081]
图4为本发明提供的一种某典型日系统的发电运行情况；
[0082]
图5为本发明提供的一种多能互补发电系统储能容量协调优化配置系统结构示意图。
具体实施方式
[0083]
下面结合附图对本发明的具体实施方式做进一步的详细说明。
[0084]
实施例1：
[0085]
本发明提供一种多能互补发电系统储能容量协调优化配置方法，具体的，图1为本公开实施例提供的一种多能互补发电系统储能容量协调优化配置方法的流程示意图，如图所示，具体包括以下步骤：
[0086]
步骤1：获取风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数；
[0087]
步骤2：基于所述风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数对预先构建的多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型进行求解，得到电/热/氢混合储能容量最优配置方案；
[0088]
其中，所述多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型是以外送通道容量约束、新能源利用率约束、电氢储能装置运行策略约束和多能互补发电系统中各子系统的运行约束为约束条件构建的。
[0089]
在本发明的步骤1之前还包括对含电/热/氢混合储能的多能互补发电系统进行构建，如图2所示，含电/热/氢储能的多能互补发电系统由风电场、光伏电站、储能电站、光热电站及储热装置、电解槽、储氢装置、氢燃料电池组成。在本发明中，电/热/氢混合储能的多能互补发电系统所表示的含义为包括电储能、热储能和氢储能的多能互补发电系统。
[0090]
在上述多能互补发电系统内部包含电、热、氢3个能量流过程：1、在电能量流方面，风电场、光伏电站、光热电站发电进行外送消纳。当发生新能源弃电时，通过储能电站充电或电解槽制氢消纳弃电电量，当新能源出力较低时，储能电站和氢燃料电池进行发电，满足系统供电需求；2、在热能量流方面，光热电站可将富余的热能储存于储热装置，储热装置通过放热为光热电站发电提供能量来源，富余热量可通过供热管网输送给本地的热负荷用户；3、在氢能量流方面，电解槽制氢后存储于储氢装置，储存的氢能可通过氢燃料电池发电上网，也可通过管道向外输送，满足工业需求。
[0091]
具体的，步骤1中，获取风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数。其中，在本公开实施例中，风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据具体包括下述中的一种或多种：风电场和光伏电站全年逐时段(如8760h)的理论归一化出力，光热电站全年逐时段
(如8760h)的理论集热功率。多能互补发电系统中各设备的电源装机容量包括下述中的一种或多种：风电场电源装机容量、光伏电站电源装机容量、电化学储能电源装机容量、光热电站电源装机容量、电解槽装机容量和燃料电池装机容量。多能互补发电系统中各设备的运行参数包括下述中的一种或多种：风电场运行参数、光伏电站运行参数、电化学储能运行参数、光热电站运行参数、电解槽运行参数、燃料电池运行参数。上述经济性参数包括下述中的一种或多种：电化学储能装置单位容量投资成本、储热装置单位容量投资成本、储氢装置单位容量投资成本、系统售电价格、系统售热价格和系统售氢价格。
[0092]
在本发明中，以风电场和光伏电站全年逐时段(如8760h)的理论归一化出力，光热电站全年逐时段(如8760h)的理论集热功率为输入，能够充分考虑新能源发电的随机波动性，提高规划结果的可靠性。
[0093]
具体的，步骤2：基于所述风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数对预先构建的多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型进行求解，得到电/热/氢混合储能容量最优配置方案；
[0094]
具体的，在本公开实施例中，多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型是以等年值下的系统净收益最大为目标函数，考虑外送通道容量约束、新能源利用率约束、风电/光伏发电运行约束、储能电站运行约束、光热电站及储热系统运行约束、储氢系统运行约束，以及电氢储能装置运行策略约束。具体如下：
[0095]
(1)目标函数
[0096]
maxr＝i-c
cap-c
o&m-c
dep (1)
[0097]
式中：r表示多能互补发电系统的年净收益；i表示系统的年综合收益；c
cap
表示系统等年值下的总投资成本；c
o&m
表示系统年运维成本；c
dep
表示系统折旧成本。
[0098]
系统年综合收益包括售电收益、售热收益、售氢收益三部分，计算方式如下
[0099][0100]
式中：i表示系统的年综合收益；ie表示系统售电收益；is表示系统售热收益；ih表示系统售氢收益；λe表示系统售电价格；λs表示系统售热价格；λh表示系统售氢价格；p
l
(t)表示系统在t时段的外送功率；表示系统在t时段的外送热热量；表示系统在t时段外送氢量；t表示时段序号，t表示全年优化时段数量，δt表示单位时段时长。
[0101]
系统等年值下的总投资成本计算方式如下：
[0102][0103]
式中：r表示折现率，m表示系统的运行年限。c
cap,k
,k＝1,2,...5分别表示风电、光伏、储能电池、光热和储热装置、电解槽、燃料电池和储氢装置的投资成本，计算方式如下：
[0104][0105]
式中：c
cap,1
表示风电场的投资成本；c
cap,2
表示光伏电厂的投资成本；c
cap,3
表示储能电站和储能电池的投资成本；c
cap,4
表示光热和储热发电站的投资成本；c
cap,5
表示电解槽、燃料电池和储氢装置的投资成本；cw表示风电场装机容量；λw表示单位装机投资成本；cv表示光伏电站装机容量；λv表示单位装机投资成本；cb表示储能电站装机容量；表示储能电站单位装机(逆变器容量)投资成本；eb表示储能电站电池容量；表示储能电站单位容量投资成本；cs表示光热电站装机容量；表示光热电站单位装机投资成本；es表示储热装置容量；表示储热装置单位容量投资成本；ch表示电解槽装机容量；表示电解槽单位装机投资成本；cf表示燃料电池装机容量；表示燃料电池单位装机投资成本；eh表示储氢装置容量；表示储氢装置单位容量投资成本。上述变量中的优化变量表示储能电站电池容量eb、储热装置容量es和储氢装置容量eh，其他均为已知量。
[0106]
系统运维成本和折旧成本计算方式如下：
[0107][0108]
式中：c
o&m
表示系统年运维成本；c
dep
表示系统折旧成本；c
cap
表示系统等年值下的总投资成本；γo表示运维成本系数；γr表示残值系数；m表示系统的运行年限。
[0109]
(2)约束条件
[0110]
1)外送通道容量约束
[0111][0112]
式中：p
l
(t)表示系统在t时段的发电功率；pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；pb(t)表示储能电站在t时段的发电功率；ps(t)表示光热电站在t时段的发电功率；ph(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；pf(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；以上均为优化变量；表示系统外送通道容量的上限；表示系统外送通道容量的下限。
[0113]
2)新能源利用率约束
[0114][0115]
式中：θ表示所有时段集合；pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；δ表示风电和光伏的最大弃电率；cw表示风电场装机容量；cv表示光伏电站装机容量；δw(t)表示风电场在t时段的理论归一化出力；δv(t)表示光伏电站在t时
段的理论归一化出力。
[0116]
3)风电/光伏的发电子系统运行约束
[0117][0118]
式中：pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；cw表示风电场装机容量；cv表示光伏电站装机容量；δw(t)表示风电场在t时段的理论归一化出力；δv(t)表示光伏电站在t时段的理论归一化出力。
[0119]
4)储能电站子系统运行约束
[0120]
储能电站子系统运行约束包括：充放电功率范围约束、充放电状态约束、荷电状态约束、储能容量范围约束和储能时长约束，具体如下：
[0121]
4-1)充放电功率范围约束
[0122][0123]
式中：pb(t)表示储能电站在t时段的发电功率；表示储能电站在t时段的放电功率；表示储能电站在t时段的充电功率；表示储能电站在t时段的放电状态；为0-1变量，表示储能电站在t时段的充电状态；为0-1变量，以上均为优化变量；cb表示储能电站逆变器容量。
[0124]
4-2)充放电状态约束
[0125][0126]
式中：表示储能电站在t时段的放电状态；表示储能电站在t时段的充电状态。
[0127]
4-3)荷电状态约束
[0128][0129]
式中：eb(t)表示储能电站在t时段的蓄电量；表示储能电站在t时段的放电功率；表示储能电站在t时段的充电功率；表示储能电站的充电效率；表示储能电站的放电效率。
[0130]
4-4)储能容量范围约束
[0131][0132]
式中：eb(t)表示储能电站在t时段的蓄电量；eb表示储能电站电池容量。
[0133]
4-5)储能时长约束
[0134][0135]
式中：eb表示储能电站电池容量；nb表示储能电站的储电时长，为整数优化变量；cb表示储能电站装机容量；nb表示储能电站的最低储电时长。
[0136]
5)光热电站及储热子系统运行约束
[0137]
光热电站运行约束包括：集热器热量平衡约束、储热/放热功率范围约束、热-电功率转化约束、发电功率范围约束、发电热量平衡约束、运行状态逻辑约束、储热装置容量范围约束、储热装置热量平衡约束、储热装置外送能力范围约束。
[0138]
5-1)集热器热量平衡约束
[0139][0140]
式中：表示光热电站在t时段的理论输入功率；表示光热电站在t时段的弃热功率，表示储热装置在t时段的储热功率，为优化变量。
[0141]
5-2)储热/放热功率范围约束
[0142][0143]
式中：表示储热装置在t时段的放热功率，为优化变量；表示储热装置在t时段的储热功率；表示光热电站的最大储热功率；表示光热电站的最大放热功率。
[0144]
5-3)热-电功率转化约束
[0145][0146]
式中：ps(t)表示光热电站在t时段的发电功率；hs(t)表示光热电站在t时段的发电热功率，为优化变量；ηs表示光热电站的热-电转换效率。
[0147]
5-4)发电功率范围约束
[0148][0149]
式中：ps(t)表示光热电站在t时段的发电功率；us(t)表示光热电站在t时段的运行状态，为0-1优化变量；cs表示光热电站装机容量；表示光热电站的最大技术出力；表示光热电站的最小技术出力。
[0150]
5-5)发电热量平衡约束
[0151][0152]
式中：表示储热装置在t时段的放热功率；hs(t)表示光热电站在t时段的发电热功率；vs(t)表示光热电站在t时段的启机状态，为0-1优化变量；表示光热电站启机所需热功率。
[0153]
5-6)运行状态逻辑约束
[0154][0155]
式中：us(t)表示光热电站在t时段的运行状态；vs(t)表示光热电站在t时段的启机状态。
[0156]
5-7)储热装置容量范围约束
[0157]
[0158]
式中：es(t)表示储热装置在t时段的储热量，为优化变量；es表示储热装置容量；es表示储热装置的最小配置容量。
[0159]
5-8)储热装置热量平衡约束
[0160][0161]
式中：es(t)表示储热装置在t时段的储热量；表示光热电站的储热；表示光热电站的放热效率；表示储热装置在t时段的外送热量功率，为优化变量；表示储热装置在t时段的储热功率；表示储热装置在t时段的放热功率。
[0162]
5-9)储热装置外送能力范围约束
[0163][0164]
式中：表示储热装置在t时段的外送热量功率；表示储热装置外送能力上限。
[0165]
6)储氢子系统运行约束
[0166]
氢能系统运行约束包括：电解槽制氢约束、电解槽功率范围约束、燃料电池发电约束、燃料电池功率范围约束、储氢装置容量范围约束、储氢装置容量平衡约束、储氢装置外送能力范围约束，具体形式如下：
[0167]
6-1)电解槽制氢约束
[0168][0169]
式中：ph(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；vh(t)表示电解槽在t时段的制氢量，为优化变量；ηh表示电解槽的制氢效率。
[0170]
6-2)电解槽功率范围约束
[0171][0172]
式中：uh(t)表示电解槽在t时段的运行状态，为0-1优化变量；ch表示电解槽装机容量；ph(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；表示电解槽的最大技术出力；表示电解槽的最小技术出力。
[0173]
6-3)燃料电池发电约束
[0174][0175]
式中：pf(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；vf(t)表示燃料电池在t时段的耗氢量，为优化变量；ηf表示燃料电池的发电效率。
[0176]
6-4)燃料电池功率范围约束
[0177][0178]
式中：pf(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；uf(t)表示燃料电池在t时段的运行状态，为0-1优化变量；cf表示燃料电池装机容量；表示燃料电池的最大技术出力；表示燃料电池的最小技术出力。
[0179]
6-5)储氢装置容量范围约束
[0180][0181]
式中：eh(t)表示储氢装置在t时段的储氢量，为优化变量；eh表示储氢装置容量；eh表示储氢装置的最小配置容量。
[0182]
6-6)储氢装置容量平衡约束
[0183][0184]
式中：eh(t)表示储氢装置在t时段的储氢量；vf(t)表示燃料电池在t时段的耗氢量；vh(t)表示电解槽在t时段的制氢量；表示储氢装置在t时段向外运输的氢量，为优化变量。
[0185]
6-7)储氢装置外送能力范围约束
[0186][0187]
式中：表示储氢装置在t时段向外运输的氢量；表示储氢装置外送能力上限。
[0188]
7)电氢储能装置运行策略约束
[0189]
电氢储能装置运行策略约束包括：风电/光伏弃电状态约束、储能电站运行策略约束、电解槽运行策略约束、燃料电池运行策略约束，具体如下：
[0190]
7-1)风电/光伏弃电状态约束
[0191][0192]
式中：表示风电场在t时段的发电功率上限；表示光伏电站在t时段的发电功率上限；pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；m表示非常小的正数。x(t)表征风电/光伏的弃电状态，即：当在t时段风电/光伏发生弃电时x(t)＝1，当风电/光伏未发生弃电时x(t)＝0。
[0193]
7-2)储能电站运行策略约束
[0194][0195]
式中：表示储能电站在t时段的放电功率；表示储能电站在t时段的充电功率；cb表示储能电站逆变器容量；x(t)表示风电/光伏的弃电状态。
[0196]
该策略表示风电/光伏发生弃电时储能电站可以充电，不允许放电；风电/光伏未发生弃电时，可以放电。
[0197]
7-3)电解槽运行策略约束
[0198][0199]
式中：ph(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；x(t)表示风电/光伏的弃电状态；ch表示电解槽装机容量。
[0200]
该策略表示风电/光伏发生弃电时电解槽可以制氢，风电/光伏未发生弃电时电解槽不允许制氢。
[0201]
7-4)燃料电池运行策略约束
[0202][0203]
式中：pf(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；x(t)表示风电/光伏的弃电状态；cf表示燃料电池装机容量。
[0204]
该策略表示风电/光伏发生弃电时燃料电池不允许发电；风电/光伏未发生弃电时燃料电池允许发电。
[0205]
公式(1)至(33)组成了多能互补发电系统电/热/氢储能容量联合优化配置模型。
[0206]
之后以步骤1中的数据作为多能互补发电系统电/热/氢储能容量联合优化配置模型的输入，调用数学优化求解器求解，求解过程如图3的技术方案流程示意图所示，由此，可得到多能互补发电系统电/热/氢混合储能装置容量、系统各元件在各时段的运行状态等。
[0207]
多能互补发电系统电/热/氢储能容量联合优化配置模型中风电场、光伏电站和光热电站时序数据的时间分辨率既可以为1小时，也可以为15分钟等不同时长。
[0208]
本发明提出了一种多能互补发电系统电、热、氢储能容量协调优化配置方法，能够实现电/热/氢能装置容量的最优互补配置。针对含风电、光伏、光热、电化学储能、电解槽、燃料电池、储氢装置的多能互补发电系统，建立了电/热/氢储能容量联合优化模型，模型考虑了多能互补发电系统内部电、热、氢能量流平衡作用及其外送能力约束、新能源利用率约束、风电场、光伏电站、光热电站和电/热/氢混合储能装置的运行约束，能够在规划阶段实现多能互补发电系统运行特性的准确刻画，特别的包含了适用于时序生产模拟的储氢装置运行约束，能够刻画电解槽制氢、燃料电池氢转电、储氢和输氢过程，实现氢能量平衡稳态过程的建模。
[0209]
实施例2：
[0210]
以中国某地多能互补基地为目标系统实施此方法，目标系统的参数为：风电和光伏发电装机容量均为300mw，全年资源小时数分别为2390h和1510h。光热为50mw的塔式光热电站，年设计小时数为3200h。储能电站采用电化学储能，装机容量为50mw，电解槽和燃料电池装机均为25mw，系统电力外送通道容量200mw。系统售电、售热和售氢价格分别为0.35元/kwh、0.1元/kwh和3元/nm3。新能源利用率目标为95％。
[0211]
经过本方法进行系统电/热/氢储能容量协调优化配置，方法所得优化配置容量为电储能容量100mwh(储能时长2h)，储热容量在1777mwh(储热时长约14.8h)，储氢容量在4.76t。该优化配置结果的某典型日系统的发电运行情况，如图4所示，其为典型日多能互补发电系统的发电运行情况示意图，展示了系统中各设备的运行情况。
[0212]
经本方法设置的系统参数通过售电、售热、售氢可获得最大为7377.7万元的年净收益。本方法保障了系统的投资经济性，提高新能源的利用率和系统供电能力。
[0213]
实施例3：
[0214]
基于同一发明构思，本发明还提供一种多能互补发电系统储能容量协调优化配置系统，如图5所示的系统结构示意图，其包括：
[0215]
数据获取模块：用于获取风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数；
[0216]
求解模块：用于基于所述风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数对预先构建的多
能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型进行求解，得到电/热/氢混合储能容量最优配置方案；
[0217]
所述多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型是以外送通道容量约束、新能源利用率约束、电氢储能装置运行策略约束和多能互补发电系统中各子系统的运行约束为约束条件构建的。
[0218]
优选的，所述求解模块中多能互补发电系统电/热/氢储能容量联合优化配置模型的构建包括：
[0219]
以预设时长为最优配置方案的时间间隔，通过以所述多能互补发电系统的年净收益最大为目标构建优化配置目标函数；
[0220]
为所述优化配置目标函数设定约束条件；
[0221]
所述约束条件包括下述中的一种或多种：外送通道容量约束、新能源利用率约束、电氢储能装置运行策略约束和多能互补发电系统中各子系统的运行约束；
[0222]
其中，所述多能互补发电系统中各子系统的运行约束包括下述中的一种或多种：风电/光伏的发电子系统运行约束、储能电站子系统运行约束、光热电站及储热子系统运行约束和储氢子系统运行约束。
[0223]
优选的，所述求解模块中储能电站子系统运行约束包括下述中的一种或多种：充放电功率范围约束、充放电状态约束、荷电状态约束、储能容量范围约束和储能时长约束；
[0224]
所述光热电站及储热子系统运行约束包括下述中的一种或多种：集热器热量平衡约束、储热和放热功率范围约束、热-电功率转化约束、发电功率范围约束、发电热量平衡约束、运行状态逻辑约束、储热装置容量范围约束、储热装置热量平衡约束和储热装置外送能力范围约束；
[0225]
所述储氢子系统运行约束包括下述中的一种或多种：电解槽制氢约束、电解槽功率范围约束、燃料电池发电约束、燃料电池功率范围约束、储氢装置容量范围约束、储氢装置容量平衡约束和储氢装置外送能力范围约束；
[0226]
所述电氢储能装置运行策略约束包括下述中的一种或多种：风电/光伏弃电状态约束、储能电站运行策略约束、电解槽运行策略约束和燃料电池运行策略约束。
[0227]
优选的，所述求解模块中外送通道容量约束如下式所示：
[0228][0229]
式中：p
l
(t)表示系统在t时段的发电功率；pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；pb(t)表示储能电站在t时段的发电功率；ps(t)表示光热电站在t时段的发电功率；ph(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；pf(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；表示系统外送通道容量的上限；表示系统外送通道容量的下限；
[0230]
所述新能源利用率约束如下式所示：
[0231][0232]
式中：θ表示所有时段集合；pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；δ表示风电和光伏的最大弃电率；cw表示风电场装机容量；cv表示
光伏电站装机容量；δw(t)表示风电场在t时段的理论归一化出力；δv(t)表示光伏电站在t时段的理论归一化出力。
[0233]
优选的，所述求解模块中电氢储能装置运行策略约束如下式所示：
[0234][0235]
式中：表示风电场在t时段的发电功率上限；表示光伏电站在t时段的发电功率上限；pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；m为预设系数；表示储能电站在t时段的放电功率；表示储能电站在t时段的充电功率；ph(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；pf(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；cb表示储能电站逆变器容量；ch表示电解槽装机容量；cf表示燃料电池装机容量；x(t)表示风电/光伏的弃电状态；x(t)表示风电/光伏的弃电状态。
[0236]
优选的，所述求解模块中风电/光伏的发电子系统运行约束如下式所示：
[0237][0238]
式中：pw(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；δw(t)表示风电场在t时段的理论归一化出力；δv(t)表示光伏电站在t时段的理论归一化出力；cw表示风电场装机容量；cv表示光伏电站装机容量；
[0239]
所述储氢子系统运行约束如下式所示：
[0240][0241]
式中：ph(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；vh(t)表示电解槽在t时段的制氢量；ηh表示电解槽的制氢效率；uh(t)表示电解槽在t时段的运行状态；ch表示电解槽装机容量；表示电解槽的最大技术出力；表示电解槽的最小技术出力；vf(t)表示燃料电池在t时段的耗氢量；ηf表示燃料电池的发电效率；uf(t)表示燃料电池在t时段的运行状态；pf(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；cf表示燃料电池装机容量；表示燃料电池的最大技术出力；表示燃料电池的最小技术出力；eh(t)表示储氢装置在t时段的储氢量；eh表示储氢装置容量；eh表示储氢装置的最小配置容量；eh(t)表示储氢装置在t时段的储氢量；
表示储氢装置在t时段向外运输的氢量；表示储氢装置外送能力上限。
[0242]
优选的，所述求解模块中储能电站子系统运行约束如下式所示：
[0243][0244]
式中：pb(t)表示储能电站在t时段的发电功率；表示储能电站在t时段的放电状态；表示储能电站在t时段的充电状态；表示储能电站在t时段的放电功率；表示储能电站在t时段的充电功率；eb(t)表示储能电站在t时段的蓄电量；cb表示储能电站逆变器容量；表示储能电站的充电效率；表示储能电站的放电效率；eb表示储能电站电池容量；nb表示储能电站的储电时长；nb表示储能电站的最低储电时长；
[0245]
所述光热电站及储热子系统运行约束如下式所示：
[0246][0247]
式中：表示光热电站在t时段的理论输入功率；表示光热电站在t时段的弃热功率，表示储热装置在t时段的储热功率；表示储热装置在t时段的放热功率；表示光热电站的最大储热功率；表示光热电站的最大放热功率；hs(t)表示光热电站在t时段的发电热功率；ηs表示光热电站的热-电转换效率；us(t)表示光热电站在t时段的运行状态；cs表示光热电站装机容量；表示光热电站的最大；表示光热电站的最小技术出力；vs(t)表示光热电站在t时段的启机状态；表示光热电站启机所需热功率；es(t)表示储热装置在t时段的储热量；es表示储热装置容量；es表示储热装置的最小配置容量；
表示光热电站的储热；表示光热电站的放热效率；表示储热装置在t时段向热负荷的外送热量功率；表示储热装置外送能力上限。
[0248]
优选的，所述数据获取模块中多能互补发电系统中设备包括下述中的一种或多种：风电场、光伏电站、电化学储能、光热电站、电解槽和燃料电池；
[0249]
所述经济性参数包括下述中的一种或多种：电化学储能装置单位容量投资成本、储热装置单位容量投资成本、储氢装置单位容量投资成本、系统售电价格、系统售热价格和系统售氢价格。
[0250]
本发明提供了一种多能互补发电系统储能容量协调优化配置系统，其通过数据获取模块和求解模块对多能互补发电系统的电/热/氢混合储能容量最优配置方案进行求解，基于系统内构建的多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型，对多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量进行了三种量流相互耦合并与外界交互的协同规划，能够提供一种更加全面、科学的协调优化配置方案。
[0251]
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
[0252]
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
[0253]
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
[0254]
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
[0255]
最后应当说明的是:以上实施例仅用于说明本发明的技术方案而非对其保护范围的限制,尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明,所属领域的普通技术人员应当理解:本领域技术人员阅读本发明后依然可对申请的具体实施方式进行种种变更、修改或者等同替换，但这些变更、修改或者等同替换，均在申请待批的权利要求保护范围之内。

技术特征：
1.一种多能互补发电系统储能容量协调优化配置方法，其特征在于，包括：获取风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数；基于所述风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数对预先构建的多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型进行求解，得到电/热/氢混合储能容量最优配置方案；所述多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型是以外送通道容量约束、新能源利用率约束、电氢储能装置运行策略约束和多能互补发电系统中各子系统的运行约束为约束条件构建的。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述多能互补发电系统电/热/氢储能容量联合优化配置模型的构建包括：以预设时长为最优配置方案的时间间隔，通过以所述多能互补发电系统的年净收益最大为目标构建优化配置目标函数；为所述优化配置目标函数设定约束条件；所述约束条件包括下述中的一种或多种：外送通道容量约束、新能源利用率约束、电氢储能装置运行策略约束和多能互补发电系统中各子系统的运行约束；其中，所述多能互补发电系统中各子系统的运行约束包括下述中的一种或多种：风电/光伏的发电子系统运行约束、储能电站子系统运行约束、光热电站及储热子系统运行约束和储氢子系统运行约束。3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述储能电站子系统运行约束包括下述中的一种或多种：充放电功率范围约束、充放电状态约束、荷电状态约束、储能容量范围约束和储能时长约束；所述光热电站及储热子系统运行约束包括下述中的一种或多种：集热器热量平衡约束、储热和放热功率范围约束、热-电功率转化约束、发电功率范围约束、发电热量平衡约束、运行状态逻辑约束、储热装置容量范围约束、储热装置热量平衡约束和储热装置外送能力范围约束；所述储氢子系统运行约束包括下述中的一种或多种：电解槽制氢约束、电解槽功率范围约束、燃料电池发电约束、燃料电池功率范围约束、储氢装置容量范围约束、储氢装置容量平衡约束和储氢装置外送能力范围约束；所述电氢储能装置运行策略约束包括下述中的一种或多种：风电/光伏弃电状态约束、储能电站运行策略约束、电解槽运行策略约束和燃料电池运行策略约束。4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述外送通道容量约束如下式所示：式中：p
l
(t)表示系统在t时段的发电功率；p
w
(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；p
b
(t)表示储能电站在t时段的发电功率；p
s
(t)表示光热电站在t时段的发电功率；p
h
(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；p
f
(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；表示系统外送通道容量的上限；表示系统外送通道容量的下限；
所述新能源利用率约束如下式所示：式中：p
w
(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；δ表示风电和光伏的最大弃电率；c
w
表示风电场装机容量；cv表示光伏电站装机容量；δ
w
(t)表示风电场在t时段的理论归一化出力；δv(t)表示光伏电站在t时段的理论归一化出力。5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述电氢储能装置运行策略约束如下式所示：式中：表示风电场在t时段的发电功率上限；表示光伏电站在t时段的发电功率上限；p
w
(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；m为预设系数；表示储能电站在t时段的放电功率；表示储能电站在t时段的充电功率；p
h
(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；p
f
(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；c
b
表示储能电站逆变器容量；c
h
表示电解槽装机容量；c
f
表示燃料电池装机容量；x(t)表示风电/光伏的弃电状态；x(t)表示风电/光伏的弃电状态。6.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述风电/光伏的发电子系统运行约束如下式所示：式中：p
w
(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；δ
w
(t)表示风电场在t时段的理论归一化出力；δv(t)表示光伏电站在t时段的理论归一化出力；c
w
表示风电场装机容量；cv表示光伏电站装机容量；所述储氢子系统运行约束如下式所示：式中：p
h
(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；v
h
(t)表示电解槽在t时段的制氢量；η
h
表
示电解槽的制氢效率；u
h
(t)表示电解槽在t时段的运行状态；c
h
表示电解槽装机容量；表示电解槽的最大技术出力；表示电解槽的最小技术出力；v
f
(t)表示燃料电池在t时段的耗氢量；η
f
表示燃料电池的发电效率；u
f
(t)表示燃料电池在t时段的运行状态；p
f
(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；c
f
表示燃料电池装机容量；表示燃料电池的最大技术出力；表示燃料电池的最小技术出力；e
h
(t)表示储氢装置在t时段的储氢量；e
h
表示储氢装置容量；e
h
表示储氢装置的最小配置容量；e
h
(t)表示储氢装置在t时段的储氢量；表示储氢装置在t时段向外运输的氢量；表示储氢装置外送能力上限。7.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述储能电站子系统运行约束如下式所示：式中：p
b
(t)表示储能电站在t时段的发电功率；表示储能电站在t时段的放电状态；表示储能电站在t时段的充电状态；表示储能电站在t时段的放电功率；表示储能电站在t时段的充电功率；e
b
(t)表示储能电站在t时段的蓄电量；c
b
表示储能电站逆变器容量；表示储能电站的充电效率；表示储能电站的放电效率；e
b
表示储能电站电池容量；n
b
表示储能电站的储电时长；n
b
表示储能电站的最低储电时长；所述光热电站及储热子系统运行约束如下式所示：
式中：表示光热电站在t时段的理论输入功率；表示光热电站在t时段的弃热功率，表示储热装置在t时段的储热功率；表示储热装置在t时段的放热功率；表示光热电站的最大储热功率；表示光热电站的最大放热功率；p
s
(t)表示光热电站在t时段的发电功率；h
s
(t)表示光热电站在t时段的发电热功率；η
s
表示光热电站的热-电转换效率；u
s
(t)表示光热电站在t时段的运行状态；c
s
表示光热电站装机容量；表示光热电站的最大；表示光热电站的最小技术出力；v
s
(t)表示光热电站在t时段的启机状态；表示光热电站启机所需热功率；e
s
(t)表示储热装置在t时段的储热量；e
s
表示储热装置容量；e
s
表示储热装置的最小配置容量；表示光热电站的储热；表示光热电站的放热效率；表示储热装置在t时段向热负荷的外送热量功率；表示储热装置外送能力上限。8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述多能互补发电系统中设备包括下述中的一种或多种：风电场、光伏电站、电化学储能、光热电站、电解槽和燃料电池；所述经济性参数包括下述中的一种或多种：电化学储能装置单位容量投资成本、储热装置单位容量投资成本、储氢装置单位容量投资成本、系统售电价格、系统售热价格和系统售氢价格。9.一种多能互补发电系统储能容量协调优化配置系统，其特征在于，包括：数据获取模块：用于获取风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数；求解模块：用于基于所述风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数对预先构建的多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型进行求解，得到电/热/氢混合储能容量最优配置方案；所述多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型是以外送通道容量约束、新能源利用率约束、电氢储能装置运行策略约束和多能互补发电系统中各子系统的运行约束为约束条件构建的。10.根据权利要求9所述的系统，其特征在于，所述求解模块中多能互补发电系统电/热/氢储能容量联合优化配置模型的构建包括：以预设时长为最优配置方案的时间间隔，通过以所述多能互补发电系统的年净收益最大为目标构建优化配置目标函数；为所述优化配置目标函数设定约束条件；所述约束条件包括下述中的一种或多种：外送通道容量约束、新能源利用率约束、电氢储能装置运行策略约束和多能互补发电系统中各子系统的运行约束；其中，所述多能互补发电系统中各子系统的运行约束包括下述中的一种或多种：风电/光伏的发电子系统运行约束、储能电站子系统运行约束、光热电站及储热子系统运行约束和储氢子系统运行约束。11.根据权利要求10所述的系统，其特征在于，所述求解模块中储能电站子系统运行约束包括下述中的一种或多种：充放电功率范围约束、充放电状态约束、荷电状态约束、储能容量范围约束和储能时长约束；所述光热电站及储热子系统运行约束包括下述中的一种或多种：集热器热量平衡约
束、储热和放热功率范围约束、热-电功率转化约束、发电功率范围约束、发电热量平衡约束、运行状态逻辑约束、储热装置容量范围约束、储热装置热量平衡约束和储热装置外送能力范围约束；所述储氢子系统运行约束包括下述中的一种或多种：电解槽制氢约束、电解槽功率范围约束、燃料电池发电约束、燃料电池功率范围约束、储氢装置容量范围约束、储氢装置容量平衡约束和储氢装置外送能力范围约束；所述电氢储能装置运行策略约束包括下述中的一种或多种：风电/光伏弃电状态约束、储能电站运行策略约束、电解槽运行策略约束和燃料电池运行策略约束。12.根据权利要求10所述的系统，其特征在于，所述求解模块中外送通道容量约束如下式所示：式中：p
l
(t)表示系统在t时段的发电功率；p
w
(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；p
b
(t)表示储能电站在t时段的发电功率；p
s
(t)表示光热电站在t时段的发电功率；p
h
(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；p
f
(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；表示系统外送通道容量的上限；表示系统外送通道容量的下限；所述新能源利用率约束如下式所示：式中：θ表示所有时段集合；p
w
(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；δ表示风电和光伏的最大弃电率；c
w
表示风电场装机容量；cv表示光伏电站装机容量；δ
w
(t)表示风电场在t时段的理论归一化出力；δv(t)表示光伏电站在t时段的理论归一化出力。13.根据权利要求10所述的系统，其特征在于，所述求解模块中电氢储能装置运行策略约束如下式所示：式中：表示风电场在t时段的发电功率上限；表示光伏电站在t时段的发电功率上限；p
w
(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；m为预设系数；表示储能电站在t时段的放电功率；表示储能电站在t时段的充电功率；p
h
(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；p
f
(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；c
b
表示储能电站逆变器容量；c
h
表示电解槽装机容量；c
f
表示燃料电池装机容量；x(t)表示风电/光伏的弃电状态；x(t)表示风电/光伏的弃电状态。14.根据权利要求10所述的系统，其特征在于，所述求解模块中风电/光伏的发电子系
统运行约束如下式所示：式中：p
w
(t)表示风电场在t时段的发电功率；pv(t)表示光伏电站在t时段的发电功率；δ
w
(t)表示风电场在t时段的理论归一化出力；δv(t)表示光伏电站在t时段的理论归一化出力；c
w
表示风电场装机容量；cv表示光伏电站装机容量；所述储氢子系统运行约束如下式所示：式中：p
h
(t)表示电解槽在t时段的制氢功率；v
h
(t)表示电解槽在t时段的制氢量；η
h
表示电解槽的制氢效率；u
h
(t)表示电解槽在t时段的运行状态；c
h
表示电解槽装机容量；表示电解槽的最大技术出力；表示电解槽的最小技术出力；v
f
(t)表示燃料电池在t时段的耗氢量；η
f
表示燃料电池的发电效率；u
f
(t)表示燃料电池在t时段的运行状态；p
f
(t)表示燃料电池在t时段的发电功率；c
f
表示燃料电池装机容量；表示燃料电池的最大技术出力；表示燃料电池的最小技术出力；e
h
(t)表示储氢装置在t时段的储氢量；e
h
表示储氢装置容量；e
h
表示储氢装置的最小配置容量；e
h
(t)表示储氢装置在t时段的储氢量；表示储氢装置在t时段向外运输的氢量；表示储氢装置外送能力上限。15.根据权利要求10所述的系统，其特征在于，所述求解模块中储能电站子系统运行约束如下式所示：式中：p
b
(t)表示储能电站在t时段的发电功率；表示储能电站在t时段的放电状态；表示储能电站在t时段的充电状态；表示储能电站在t时段的放电功率；
表示储能电站在t时段的充电功率；e
b
(t)表示储能电站在t时段的蓄电量；c
b
表示储能电站逆变器容量；表示储能电站的充电效率；表示储能电站的放电效率；e
b
表示储能电站电池容量；n
b
表示储能电站的储电时长；n
b
表示储能电站的最低储电时长；所述光热电站及储热子系统运行约束如下式所示：式中：表示光热电站在t时段的理论输入功率；表示光热电站在t时段的弃热功率，表示储热装置在t时段的储热功率；表示储热装置在t时段的放热功率；表示光热电站的最大储热功率；表示光热电站的最大放热功率；p
s
(t)表示光热电站在t时段的发电功率；h
s
(t)表示光热电站在t时段的发电热功率；η
s
表示光热电站的热-电转换效率；u
s
(t)表示光热电站在t时段的运行状态；c
s
表示光热电站装机容量；表示光热电站的最大；表示光热电站的最小技术出力；v
s
(t)表示光热电站在t时段的启机状态；表示光热电站启机所需热功率；e
s
(t)表示储热装置在t时段的储热量；e
s
表示储热装置容量；e
s
表示储热装置的最小配置容量；表示光热电站的储热；表示光热电站的放热效率；表示储热装置在t时段向热负荷的外送热量功率；表示储热装置外送能力上限。16.根据权利要求9所述的系统，其特征在于，所述数据获取模块中多能互补发电系统中设备包括下述中的一种或多种：风电场、光伏电站、电化学储能、光热电站、电解槽和燃料电池；所述经济性参数包括下述中的一种或多种：电化学储能装置单位容量投资成本、储热装置单位容量投资成本、储氢装置单位容量投资成本、系统售电价格、系统售热价格和系统售氢价格。

技术总结
本发明提供了一种多能互补发电系统储能容量协调优化配置方法和系统，包括：获取风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数；基于所述风电站、光伏电站和光热电站的全年逐时段理论出力数据、多能互补发电系统中各设备的电源装机容量、运行参数和经济性参数对预先构建的多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型进行求解，得到电/热/氢混合储能容量最优配置方案；本发明通过构建多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量优化配置模型对多能互补发电系统电/热/氢混合储能容量进行相互耦合并与外界交互的协同规划，提供了更加全面、科学的协调优化配置方法。调优化配置方法。调优化配置方法。


技术研发人员：李湃 张金平 王伟胜 刘纯 黄越辉 韩培东 李驰 刘思扬 卢慧
受保护的技术使用者：国家电网有限公司
技术研发日：2023.04.28
技术公布日：2023/9/11