风光火储综合能源系统装机容量梯次互补配置方法及装置与流程

1.本技术涉及综合能源发电技术领域，尤其涉及一种风光火储综合能源系统装机容量梯次互补配置方法及装置。


背景技术：

2.相关技术中，电力系统综合效率不高，源网荷等环节协调不够、各类电源互补互济不足等深层次矛盾日益凸显，亟待统筹优化，提升清洁能源利用水平和电力系统运行效率，更好指导送端电源基地规划开发和源网荷储协调互动。多能互补特性是指火电、风电和光伏等不同类型电源出力能够相互补充、协调互济。新型电力系统建设背景下，提高大幅提高新能源电力的供电量占比，多能互补发展具有更加重要意义。


技术实现要素：

3.为此，本技术提供一种风光火储综合能源系统装机容量梯次互补配置方法及装置。本技术的技术方案如下：
4.根据本技术实施例的第一方面，提供一种风电、光伏、火电装机容量梯次互补配方法，一种风光火储综合能源系统装机容量梯次互补配置方法及装置方法，所述方法包括：
5.分别获取多个风电装机容量数据、多个光伏装机容量数据和多个火电装机容量数据；
6.将所述多个风电装机容量数据、多个光伏装机容量数据和多个火电装机容量数据进行组合，以得到n个组合；所述n个组合分别包括一个风电装机容量数据、一个光伏装机容量数据和一个火电装机容量数据；所述n为大于0的整数；
7.针对第k个组合，获取所述第k个组合对应的风电、光伏、火电全时段出力数据；基于所述第k个组合对应的风电、光伏、火电全时段出力数据，确定第k个组合对应的风电、光伏、火电全时段平均出力曲线；获取直流全时段送电曲线，基于所述直流全时段送电曲线确定直流全时段平均送电曲线；所述k为大于0且小于n的整数；
8.确定所述第k个组合对应的所述风电、光伏、火电全时段平均出力曲线和所述直流全时段平均送电曲线的相似因子；
9.根据所述n个组合各自的相似因子，确定m个满足预设条件的相似因子各自对应的组合为目标组合；所述m为大于0且小于n的整数；
10.分别对m个目标组合根据多个预设评价指标进行综合评价，以得到所述目标组合各自的综合评价指标值；
11.基于所述目标组合各自的综合评价指标值，确定最优组合，将所述最优组合确定为风电、光伏、火电装机配置容量；
12.利用储能供电量对所述最优组合装机配置容量的风电、光伏、火电全时段出力曲线与直流全时段送电曲线的差值进行补偿，以使所述风电、光伏、火电全时段出力曲线贴近于所述直流全时段送电曲线。
13.根据本技术的一个实施例，所述根据所述n个组合各自的相似因子，确定m个满足预设条件的相似因子各自对应的组合为目标组合，包括：
14.获取第一阈值；
15.将所述n个组合各自的相似因子分别与所述第一阈值进行比较，得到比较结果；
16.针对第j个相似因子，响应于所述比较结果为所述第j个相似因子大于或等于所述第一阈值，确定所述第j个相似因子满足预设条件；所述j为大于0且小于所述m的整数；
17.确定满足预设条件的m个相似因子各自对应的组合为目标组合。
18.根据本技术的一个实施例，所述多个预设评价指标包括基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值；所述分别对m个目标组合根据多个预设评价指标进行综合评价，以得到所述目标组合各自的综合评价指标值，包括：
19.所述针对第k个组合，基于所述第k个组合中的风电装机容量数据、光伏装机容量数据和火电装机容量数据，以及预先构建的目标函数和约束条件，分别确定风电出力函数、光伏出力函数和火电出力函数；
20.基于所述风电出力函数、光伏出力函数和火电出力函数，分别确定所述第k个组合的基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值；
21.分别获取基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值各自的预设权重值；
22.根据本技术的一个实施例，所述利用储能供电量对所述风电、光伏、火电全时段出力曲线进行补偿，以使所述风电、光伏、火电全时段出力曲线贴近于所述直流全时段送电曲线
23.分别确定所述风电、光伏、火电全时段出力曲线与所述风电、光伏、火电全时段出力曲线在每个相同时段的出力差值；
24.通过储能供电量分别对所述每个相同时段的出力差值逐一进行补偿，以使所述风电、光伏、火电全时段出力曲线中的每个时段出力值贴近于所述直流全时段送电曲线中相同时段的出力值。根据本技术实施例的第二方面，提供一种风光火储综合能源系统装机容量梯次互补配置方法及装置，所述装置包括：
25.获取模块，用于分别获取多个风电装机容量数据、多个光伏装机容量数据和多个火电装机容量数据；
26.组合模块，用于将所述多个风电装机容量数据、多个光伏装机容量数据和多个火电装机容量数据进行组合，以得到n个组合；所述n个组合分别包括一个风电装机容量数据、一个光伏装机容量数据和一个火电装机容量数据；所述n为大于0的整数；
27.第一确定模块，用于针对第k个组合，获取所述第k个组合对应的风电、光伏、火电全时段出力数据；基于所述第k个组合对应的风电、光伏、火电全时段出力数据，确定第k个组合对应的风电、光伏、火电全时段平均出力曲线；获取直流全时段送电曲线，基于所述直流全时段送电曲线确定直流全时段平均送电曲线；所述k为大于0且小于n的整数；
28.第二确定模块，用于确定所述第k个组合对应的所述风电、光伏、火电全时段平均出力曲线和所述直流全时段平均送电曲线的相似因子；
29.第三确定模块，用于根据所述n个组合各自的相似因子，确定m个满足预设条件的相似因子各自对应的组合为目标组合；所述m为大于0且小于n的整数；
30.评价模块，用于分别对m个组合根据多个预设评价指标进行综合评价，以得到所述满足预设条件的多个相似因子各自对应的组合各自的综合评价指标值；
31.第四确定模块，用于基于所述目标组合各自对应的组合各自的综合评价指标值，确定最优组合，将所述最优组合确定为风电、光伏、火电装机配置容量；
32.补偿模块，用于利用储能供电量对所述风电、光伏、火电全时段出力曲线进行补偿，以使所述风电、光伏、火电全时段出力曲线贴近于所述直流全时段送电曲线。
33.评价模块，用于分别对m个目标组合根据多个预设评价指标进行综合评价，以得到所述满足预设条件的多个相似因子各自对应的组合各自的综合评价指标值；
34.第四确定模块，用于基于所述目标组合各自对应的组合各自的综合评价指标值，确定最优组合，将所述最优组合确定为风电、光伏、火电装机配置容量；
35.补偿模块，用于利用储能供电量对所述风电、光伏、火电全时段出力曲线进行补偿，以使所述风电、光伏、火电全时段出力曲线贴近于所述直流全时段送电曲线。
36.根据本技术的一个实施例，所述第三确定模块具体用于：
37.获取第一阈值；
38.将所述n个组合各自的相似因子分别与所述第一阈值进行比较，得到比较结果；
39.针对第j个相似因子，响应于所述比较结果为所述第j个相似因子大于或等于所述第一阈值，确定所述第j个相似因子满足预设条件；所述j为大于0且小于所述m的整数；
40.确定满足预设条件的m个相似因子各自对应的组合。
41.根据本技术的一个实施例，所述多个预设评价指标包括基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值；所述评价模块具体用于：
42.所述针对第k个组合，基于所述第k个组合中的风电装机容量数据、光伏装机容量数据和火电装机容量数据，以及预先构建的目标函数和约束条件，分别确定风电出力函数、光伏出力函数和火电出力函数；
43.基于所述风电出力函数、光伏出力函数和火电出力函数，分别确定所述第k个组合的基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值；
44.分别获取基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值各自的预设权重值；
45.基于所述第k个组合的基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值以及各自的预设权重值，确定所述多个组合各自的综合指标值。
46.根据本技术的一个实施例，所述补偿模块具体用于：
47.分别确定所述风电、光伏、火电全时段出力曲线与所述风电、光伏、火电全时段出力曲线在每个相同时段的出力差值；
48.通过储能供电量分别对所述每个相同时段的出力差值逐一进行补偿，以使所述风电、光伏、火电全时段出力曲线中的每个时段出力值贴近于所述直流全时段送电曲线中相同时段的出力值。
49.根据本技术实施例的第三方面，提供一种电子设备，包括：处理器，以及与所述处理器通信连接的存储器；
50.所述存储器存储计算机执行指令；
51.所述处理器执行所述存储器存储的计算机执行指令，以实现如第一方面中任一项
所述的方法。
52.根据本技术实施例的第四方面，提供一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，所述计算机执行指令被处理器执行时用于实现如第一方面中任一项所述的方法。
53.本技术的实施例提供的技术方案至少带来以下有益效果：
54.通过基于风电、光伏全时段小时平均出力特性互补，风电、光伏、火电日内特性互补，风电、光伏、火电、储电小时级特性互补的多时间尺度梯次互补；采用相似因子函数评价风电、光伏、火电全时段平均出力曲线和所述直流全时段平均送电曲线的相似度，进而评估了风光全时段小时平均出力特性互补效果；结合时序生产模拟方法，采用曲线拟合优度函数，评估了基地调峰需求，并结合新能源电量占比以及年度净收益，评估了风光火日内特性互补效果，根据评估结果确定最优风电、光伏、火电装机容量配置组合，实现了火电、风电和光伏等不同类型电源出力能够相互补充、协调互济，提高了供电的经济性。
55.应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本技术。
附图说明
56.此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本技术的实施例，并与说明书一起用于解释本技术的原理，并不构成对本技术的不当限定。
57.图1为本技术实施例中的一种风电、光伏、火电装机容量梯次互补配方法的流程图；
58.图2为本技术实施例中的一种风电、光伏、火电装机容量梯次互补配装置的结构框图；
59.图3为本技术实施例中的一种电子设备的框图。
具体实施方式
60.为了使本领域普通人员更好地理解本技术的技术方案，下面将结合附图，对本技术实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。
61.需要说明的是，本技术的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本技术的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本技术相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本技术的一些方面相一致的装置和方法的例子。
62.需要说明的是，相关技术中，电力系统综合效率不高，源网荷等环节协调不够、各类电源互补互济不足等深层次矛盾日益凸显，亟待统筹优化，提升清洁能源利用水平和电力系统运行效率，更好指导送端电源基地规划开发和源网荷储协调互动。多能互补特性是指火电、风电和光伏等不同类型电源出力能够相互补充、协调互济。新型电力系统建设背景下，提高大幅提高新能源电力的供电量占比，多能互补发展具有更加重要意义。
63.基于上述问题，本技术提出了一种风光火储综合能源系统装机容量梯次互补配置
方法及装置，通过基于风电、光伏全时段小时平均出力特性互补，风电、光伏、火电日内特性互补，风电、光伏、火电、储电小时级特性互补的多时间尺度梯次互补；采用相似因子函数评价风电、光伏、火电全时段平均出力曲线和所述直流全时段平均送电曲线的相似度，进而评估了风光全时段小时平均出力特性互补效果；结合时序生产模拟方法，采用曲线拟合优度函数，评估了基地调峰需求，并结合新能源电量占比以及年度净收益，评估了风光火日内特性互补效果，根据评估结果确定最优风电、光伏、火电装机容量配置组合，实现了火电、风电和光伏等不同类型电源出力能够相互补充、协调互济，提高了供电的经济性。
64.需要说明的是，直流曲线通常会兼顾送端系统电源和受端系统负荷情况，参考已投运特高压直流的送电曲线，直流曲线具有一定的季节性特征，并且呈现白天高、晚上低的特点。风电出力主要受风速等因素影响，具有一定的季节性特征和日内波动特性，但总体上呈现夜晚高、午间低的趋势。光伏出力主要受光照强度、温度等因素影响，也具有一定的季节性特征和日内波动性特性，但总体上呈现夜晚低、午间高的趋势。因此，可以通过分析和调整风光全时段平均出力互补特性，使得基地综合出力特性(风电、光伏、火电综合处理特性)与直流曲线趋势相似，满足直流曲线对能源基地的总体电量需求，确定能源基地总体装机规模和电源初步配置。
65.图1为本技术实施例中的一种风电、光伏、火电装机容量梯次互补配方法的流程图。
66.如图1所示，该风光火储综合能源系统装机容量梯次互补配置方法及装置方法包括：
67.步骤110，分别获取多个风电装机容量数据、多个光伏装机容量数据和多个火电装机容量数据。
68.步骤120，将多个风电装机容量数据、多个光伏装机容量数据和多个火电装机容量数据进行组合，以得到n个组合。
69.其中，在本技术实施例中，n个组合分别包括一个风电装机容量数据、一个光伏装机容量数据和一个火电装机容量数据；n为大于0的整数。
70.步骤130，针对第k个组合，获取所述第k个组合对应的风电、光伏、火电全时段出力数据；基于第k个组合对应的风电、光伏、火电全时段出力数据，确定第k个组合对应的风电、光伏、火电全时段平均出力曲线；获取直流全时段送电曲线，基于所述直流全时段送电曲线确定直流全时段平均送电曲线；k为大于0且小于n的整数。
71.其中，在本技术实施例中，k为大于0且小于n的整数。
72.作为一种可能实施的示例，可以根据第k个组合的测风、测光数据获得指定装机下的风电、光伏8760小时(全年)出力数据，计算全年每小时出力累加后的风电、光伏全时段平均出力曲线；将风电、光伏全时段平均出力曲线与火电机组平均出力曲线相加，获得风电、光伏、火电全时段平均出力曲线(即能源基地全时段平均出力曲线)，获取预先计算好的直流全时段平均送电曲线。
73.可选的，可以根据规划区域测风塔8760小时测风数据和测光站8760小时测光数据，结合风电机组和光伏发电机组的功率曲线，获取给定装机容量下的风电、光伏8760小时出力曲线，该曲线即为上述风电、光伏、火电全时段出力曲线。可以理解的是，可以根据测风、测光数据获得指定装机下的风电、光伏8760小时出力数据，计算全年每小时出力累加后
的平均值，从而得到风电、光伏全时段平均出力曲线；考虑火电机组平均出力，获得火电全时段平均出力曲线。
74.步骤140，确定第k个组合对应的风电、光伏、火电全时段平均出力曲线和直流全时段平均送电曲线的相似因子。
75.作为一种可能实施的示例，相似因子f2是一种简单的模型非依赖方法的曲线相似度比较参数，通过计算两条曲线在每一时间点的差异，衡量两条曲线相似度。其原理是基于曲线等效性的基本假设，以累积误差的平方和最小进行等效性评价，相似因子f2值越高，则认为两条曲线越相似，两条曲线重合时，f2为极限值100。具体表达公式为：
[0076][0077]
式中，n为取样时间点个数，取值24。r
t
为基准曲线(直流全时段平均送电曲线)在t时刻的数据值，t
t
为待比较曲线(风电、光伏、火电全时段平均出力曲线，即能源基地全时段平均出力曲线)在t时刻的数据值。
[0078]
举例来说，在不同风光火装机容量下，根据风电、光伏8760小时出力数据，火电机组平均出力考虑装机容量的50％，计算能源基地全时段平均出力曲线与直流全时段平均送电曲线的相似因子f2如表1所示。
[0079]
表1能源基地与直流送电全时段平均出力曲线相似因子
[0080]
[0081][0082]
从表1相似因子结果分析，能源基地总体装机规模和电源初步配置为：火电装机2000mw，新能源总装机容量(即风电装机容量、光伏装机容量的总和)约在5000mw-7000mw范围内，其中，风电装机容量要大于光伏装机容量会具有更好的匹配效果。
[0083]
步骤150，根据n个组合各自的相似因子，确定m个满足预设条件的相似因子各自对应的组合为目标组合。
[0084]
在本技术一些实施例中，步骤105包括：
[0085]
步骤151，获取第一阈值。
[0086]
可以理解的是，第一阈值可以是预先设定的阈值，可以根据实际需求进行确定。
[0087]
步骤152，将n个组合各自的相似因子分别与第一阈值进行比较，得到比较结果。
[0088]
步骤153，针对第j个相似因子，响应于比较结果为第j个相似因子大于或等于得到第一阈值，确定第j个相似因子满足预设条件；j为大于0且小于m的整数。
[0089]
作为一种可能实施的示例，比较结果为第j个相似因子大于或等于得到第一阈值，说明风电、光伏、火电全时段平均出力曲线与直流全时段平均送电曲线相似度较高，能源基地对直流曲线送电电量需求总体上的满足程度较高；比价结果为第j个相似因子小于得到第一阈值，说明风电、光伏、火电全时段平均出力曲线与直流全时段平均送电曲线相似度较低，能源基地对直流曲线送电电量需求总体上的满足程度较低。
[0090]
步骤154，确定满足预设条件的m个相似因子各自对应的组合为目标组合。
[0091]
其中，在本技术实施例中，m为大于0且小于n的整数。
[0092]
可以理解的是，分别对n个组合求解相似因子，n个组合中有m个组合的相似因子满足预设条件。
[0093]
步骤160，分别对m个目标组合根据多个预设评价指标进行综合评价，以得到目标组合各自对应的组合各自的综合评价指标值。
[0094]
在本技术一些实施例中，多个预设评价指标包括基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值，步骤160包括：
[0095]
步骤161，针对第k个组合，基于第k个组合中的风电装机容量数据、光伏装机容量数据和火电装机容量数据，以及预先构建的目标函数和约束条件，分别确定风电出力函数、光伏出力函数和火电出力函数。
[0096]
步骤162，基于风电出力函数、光伏出力函数和火电出力函数，分别确定第k个组合的基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值。
[0097]
其中，在本技术实施例中，拟合优度指数指标值用于评价风电出力函数、光伏出力函数和火电出力函数相加后得到的总函数与直流全时段平均送电曲线之间的拟合优度，拟合优度值越大，说明上述总函数与直流全时段平均送电曲线之间的拟合程度越好。
[0098]
其中，在本技术实施例中，新能源占比指标值用于评价风电、光伏出力在风电、光伏、火电总出力中的占比，占比越大，说明该组合经济性越高。
[0099]
作为一种可能的示例，指定风光火装机容量下，根据风电、光伏、直流送出曲线的8760小时出力数据进行时序生产模拟：
[0100]
步骤a：以消纳新能源电力最大为目标，构建目标函数：
[0101][0102]
其中：t表示模拟序列时间的总长度；t为仿真时间步长；pw(t)为时段t的风电出力函数，p
pv
(t)为时段t的光伏出力函数。
[0103]
步骤b：设置目标函数的约束条件：
[0104]
(1)功率平衡约束
[0105][0106]
其中，p
t
(t)为时段t的直流曲线外送功率函数；p
g,i
(t)为时段t的基地内第i台火电机组出力函数，i为基地中所有火电机组的台数；δe(t)为时段t的基地与交流电网交换功率。
[0107]
(2)火电机组运行约束
[0108]
βip
g,i,max
≤p
g,i
≤95％p
g,i,max
[0109]-r
g,i,down
*δt≤p
g,i,t 1-p
g,i,t
≤r
g,i,up
*δt
[0110]
其中，p
g,i,max
为第i台火电机组的最大出力；βi是第i台火电机组的调峰深度；p
g,i,t 1
，p
g,i,t
分别为第i台火电机组在t 1时刻和t时刻的出力，r
g,i,down
，r
g,i,up
分别为第i台火电机组单位时间内的最大向下、向上爬坡速率。
[0111]
(3)新能源出力约束
[0112]
0≤pw(t)≤p
w*
(t)
[0113]
0≤p
pv
(t)≤p
pv*
(t)
[0114]
其中，p
w*
(t)为时段t时装机容量一定时的风电时间序列出力函数；p
pv*
(t)为时段t时装机容量一定时序的光伏时间序列出力函数。
[0115]
步骤c：分别确定第k个组合的基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值：
[0116]
(1)计算基地的年度净收益gain。
[0117][0118][0119][0120][0121]
其中，g2为年度发电收益，g1为年度成本；ω为燃煤发电标杆上网电价，特高压直流基地配套风电、光伏和火电采用统一电价核算；aw为风电年度单位容量成本，gw为风电装机容量；a
pv
为光伏年度单位容量成本，g
pv
为光伏装机容量；a
t
为火电机组年度单位容量成本，g
t
为火电机组总装机容量；c
i,co
为第i台火电机组的燃料成本，a、b、c分别为火电机组成本系数；c
i,cl
为第i台火电机组的爬坡成本，γ为火电机组爬坡成本因子。
[0122]
(2)评价8760小时序列下基地综合出力跟踪直流曲线的能力。
[0123]
采用曲线拟合优度进行评价。拟合优度是指回归直线对观测值的拟合程度，拟合优度值越大，说明回归直线对观测值的拟合程度越好。拟合优度r2表达式为：
[0124][0125]
式中，为模拟时间序列下直流曲线外送功率的平均值。
[0126]
(3)计算新能源占比proportion。
[0127][0128]
步骤163，分别获取基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值各自的预设权重值。
[0129]
可以理解的是，可以根据实际需求预先设定基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值各自的预设权重值。
[0130]
步骤164，基于第k个组合的基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值以及各自的预设权重值，确定多个组合各自的综合指标值。
[0131]
作为一种可能的示例，将k个组合的基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值分别乘以各自的预设权重值后相加，以得到多个组合各自的综合指标值。
[0132]
步骤170，基于目标组合各自对应的组合各自的综合评价指标值，确定最优组合，将最优组合确定为风电、光伏、火电装机配置容量。
[0133]
作为一种可能的示例，在多个组合各自的综合指标值中选择综合指标值最大的组
合，将该组合确定为最优组合，将最优组合确定为风电、光伏、火电装机配置容量。
[0134]
步骤180，利用储能供电量对所述风电、光伏、火电全时段出力曲线进行补偿，以使所述风电、光伏、火电全时段出力曲线贴近于所述直流全时段送电曲线。
[0135]
在本技术一些实施例中，步骤180包括：
[0136]
分别确定所述风电、光伏、火电全时段出力曲线与所述风电、光伏、火电全时段出力曲线在每个相同时段的出力差值；通过储能供电量分别对所述每个相同时段的出力差值逐一进行补偿，以使所述风电、光伏、火电全时段出力曲线中的每个时段出力值贴近于所述直流全时段送电曲线中相同时段的出力值。。可以理解的是，在确定最优组合的风电、光伏、火电装机配置容量后，利用储能的灵活调节能力，平滑风电、光伏出力曲线的波动性，实现风电、光伏、火电综合出力与储能可调节特性互补。根据储能投资成本以及储能带来的发电收益，综合权衡获得储能的配置功率和容量。
[0137]
举例来说，m个组合中的一个组合的火电装机容量配置为2000mw，深度调峰能力设置为25％，火电上下调节速率设置为每分钟装机容量的1.5％，风电装机容量配置为4500mw、光伏装机容量配置为1500mw。进行时序生产模拟，在新能源大发期间，尽力压低火电机组出力，在新能源小发期间，火电机组提供最大发电能力支撑。
[0138]
考虑不同风光火装机容量组合进行时序生产模拟，各种组合下仅依靠风光火综合出力，不能在8760小时时间序列上完全贴合于直流全时段平均送电曲线，均存在一定的弃风和缺电现象。通过计算8760小时时间序列的风电、光伏、火电全时段出力曲线与直流全时段平均送电曲线的拟合优度、新能源电量占比以及年度净收益，最终确定在新能源总装机6000mw、风光配比在1.0～3区间内具有较好的综合效果。因此针对该直流全时段平均送电曲线下推荐较优的规划装机容量为风电装机配置容量4000mw、光伏装机配置容量2000mw、火电装机配置容量2000mw。
[0139]
根据本技术实施例的风光火储综合能源系统装机容量梯次互补配置方法及装置方法，通过基于风电、光伏全时段小时平均出力特性互补，风电、光伏、火电日内特性互补，风电、光伏、火电、储电小时级特性互补的多时间尺度梯次互补；采用相似因子函数评价风电、光伏、火电全时段平均出力曲线和直流全时段平均送电曲线的相似度，进而评估了风光全时段小时平均出力特性互补效果；结合时序生产模拟方法，采用曲线拟合优度函数，评估了基地调峰需求，并结合新能源电量占比以及年度净收益，评估了风光火日内特性互补效果，根据评估结果确定最优风电、光伏、火电装机容量配置组合，实现了火电、风电和光伏等不同类型电源出力能够相互补充、协调互济，提高了供电的经济性。
[0140]
图2为本技术实施例中的一种风电、光伏、火电装机容量梯次互补配装置的结构框图。
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如图2所示，一种风光火储综合能源系统装机容量梯次互补配置方法及装置包括：
[0142]
获取模块201，用于分别获取多个风电装机容量数据、多个光伏装机容量数据和多个火电装机容量数据；
[0143]
组合模块202，用于将多个风电装机容量数据、多个光伏装机容量数据和多个火电装机容量数据进行组合，以得到n个组合；n个组合分别包括一个风电装机容量数据、一个光伏装机容量数据和一个火电装机容量数据；n为大于0的整数；
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第一确定模块203，用于针对第k个组合，获取所述第k个组合对应的风电、光伏、火
电全时段出力数据，基于所述第k个组合对应的风电、光伏、火电全时段出力数据，分别确定第k个组合对应的风电、光伏、火电全时段历史平均出力曲线、风电、光伏、火电全时段出力曲线；获取直流全时段送电曲线，基于直流全时段送电曲线确定直流全时段平均送电曲线；k为大于0且小于n的整数；
[0145]
第二确定模块204，用于确定第k个组合对应的风电、光伏、火电全时段平均出力曲线和直流全时段平均送电曲线的相似因子；
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第三确定模块205，用于根据所述n个组合各自的相似因子，确定m个满足预设条件的相似因子各自对应的组合为目标组合；所述m为大于0且小于n的整数；
[0147]
评价模块206，用于分别对m个目标组合根据多个预设评价指标进行综合评价，以得到所述目标组合各自的综合评价指标值；
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第四确定模块207，用于基于目标组合各自对应的组合各自的综合评价指标值，确定最优组合，将最优组合确定为风电、光伏、火电装机配置容量；
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补偿模块208，用于利用储能供电量对所述风电、光伏、火电全时段出力曲线进行补偿，以使风电、光伏、火电全时段出力曲线贴近于直流全时段送电曲线。在本技术一些实施例中，第三确定模块205具体用于：获取第一阈值；将n个组合各自的相似因子分别与第一阈值进行比较，得到比较结果；针对第j个相似因子，响应于比较结果为第j个相似因子大于或等于得到第一阈值，确定第j个相似因子满足预设条件；j为大于0且小于m的整数；确定满足预设条件的m个相似因子各自对应的组合为目标组合。
[0150]
在本技术一些实施例中，多个预设评价指标包括基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值；评价模块206具体用于：针对第k个组合，基于第k个组合中的风电装机容量数据、光伏装机容量数据和火电装机容量数据，以及预先构建的目标函数和约束条件，分别确定风电出力函数、光伏出力函数和火电出力函数；基于风电出力函数、光伏出力函数和火电出力函数，分别确定第k个组合的基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值；分别获取基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值各自的预设权重值；基于第k个组合的基地年度净收益指标值、拟合优度指标值和新能源占比指标值以及各自的预设权重值，确定多个组合各自的综合指标值。
[0151]
在本技术一些实施例中，补偿模块208具体用于：
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分别确定风电、光伏、火电全时段出力曲线与风电、光伏、火电全时段出力曲线在每个相同时段的出力差值；通过储能供电量分别对每个相同时段的出力差值逐一进行补偿，以使风电、光伏、火电全时段出力曲线中的每个时段出力值贴近于直流全时段送电曲线中相同时段的出力值。
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根据本技术实施例的风电、光伏、火电装机容量梯次互补配装置，通过基于风电、光伏全时段小时平均出力特性互补，风电、光伏、火电日内特性互补，风电、光伏、火电、储电小时级特性互补的多时间尺度梯次互补；采用相似因子函数评价风电、光伏、火电全时段平均出力曲线和直流全时段平均送电曲线的相似度，进而评估了风光全时段小时平均出力特性互补效果；结合时序生产模拟方法，采用曲线拟合优度函数，评估了基地调峰需求，并结合新能源电量占比以及年度净收益，评估了风光火日内特性互补效果，根据评估结果确定最优风电、光伏、火电装机容量配置组合，实现了火电、风电和光伏等不同类型电源出力能够相互补充、协调互济，提高了供电的经济性。
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图3为本技术实施例中的一种电子设备的框图。如图3所示，该电子设备可以包括：收发器31、处理器32、存储器33。
[0155]
处理器32执行存储器存储的计算机执行指令，使得处理器32执行上述实施例中的方案。处理器32可以是通用处理器，包括中央处理器cpu、网络处理器(network processor，np)等；还可以是数字信号处理器dsp、专用集成电路asic、现场可编程门阵列fpga或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件。
[0156]
存储器33通过系统总线与处理器32连接并完成相互间的通信，存储器33用于存储计算机程序指令。
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收发器31可以用于获取待运行任务和待运行任务的配置信息。
[0158]
系统总线可以是外设部件互连标准(peripheral component interconnect，pci)总线或扩展工业标准结构(extended industry standard architecture，eisa)总线等。系统总线可以分为地址总线、数据总线、控制总线等。为便于表示，图中仅用一条粗线表示，但并不表示仅有一根总线或一种类型的总线。收发器用于实现数据库访问装置与其他计算机(例如客户端、读写库和只读库)之间的通信。存储器可能包含随机存取存储器(random access memory，ram)，也可能还包括非易失性存储器(non-volatile memory)。
[0159]
本技术实施例提供的电子设备，可以是上述实施例的终端设备。
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本技术实施例还提供一种运行指令的芯片，该芯片用于执行上述实施例中消息处理方法的技术方案。
[0161]
本技术实施例还提供一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质中存储有计算机指令，当该计算机指令在计算机上运行时，使得计算机执行上述实施例消息处理方法的技术方案。
[0162]
本技术实施例还提供一种计算机程序产品，该计算机程序产品包括计算机程序，其存储在计算机可读存储介质中，至少一个处理器可以从计算机可读存储介质读取计算机程序，至少一个处理器执行计算机程序时可实现上述实施例中消息处理方法的技术方案。
[0163]
本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本技术的其它实施方案。本技术旨在涵盖本技术的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本技术的一般性原理并包括本技术未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本技术的真正范围和精神由下面的权利要求书指出。
[0164]
应当理解的是，本技术并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本技术的范围仅由所附的权利要求书来限制。