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龙图腾网恭喜中国能源建设集团甘肃省电力设计院有限公司申请的专利考虑风光互补的输储联合规划方法获国家发明授权专利权，本发明授权专利权由国家知识产权局授予，授权公告号为：CN114626613B 。

龙图腾网通过国家知识产权局官网在2025-03-28发布的发明授权授权公告中获悉：该发明授权的专利申请号/专利号为：202210269894.9，技术领域涉及：G06Q10/04；该发明授权考虑风光互补的输储联合规划方法是由姚天亮;郑昕;黄婉;刘乔;李志伟;吴兴全;瞿继平;刘宏;王虎;黄巨龙设计研发完成，并于2022-03-18向国家知识产权局提交的专利申请。

本考虑风光互补的输储联合规划方法在说明书摘要公布了：一种考虑风光互补的输储联合规划方法，包括输入规划目标年典型场景的风电功率数据、光电功率数据、负荷数据、网架结构；基于确保风电场、光伏电站的合理投建为规划目标的输储联合规划模型：考虑风光互补特性、储能系统的运行特性和线路规划，以最小化线路和储能等效年投资成本、年弃风、弃光成本为目标，建立提高大规模接纳风光能力的输储联合规划模型，得到储能的位置和功率以及输电网规划结果；并提出了风光互补特性、电源损失率和风光伏储混合电力系统贡献率三个评价指标来评价该系统。本发明实现配置储能与扩建线路之间进行协调规划，不仅得到储能配置、输电网扩展的最优规划方案，且从风光消纳与输电阻塞两方面彻底解决弃风、弃光问题。

本发明授权考虑风光互补的输储联合规划方法在权利要求书中公布了：1.一种考虑风光互补的输储联合规划方法，其特征在于，具体步骤如下：输入规划目标年应对风光消纳与输电阻塞的典型场景的风电功率数据、光电功率数据、网架结构、各电源信息、约束边界条件；基于确保风电场、光伏电站的合理投建为规划目标的输储联合规划方法，具体包括考虑风光互补特性、储能系统的运行特性和线路规划，以最小化线路和储能等效年投资成本以及年弃风、弃光成本为目标，建立提高大规模接纳风光能力的储能与输电网联合的输储联合规划模型，得到储能的位置和功率以及输电网规划结果；基于建立的输储联合规划模型，提出了三个评价指标来评价该系统，即风光互补特性、电源损失率和风光伏储混合电力系统贡献率；利用考虑风光互补的输储联合规划模型，实现配置储能与扩建线路之间进行协调规划；由于调峰深度不足和输电线路阻塞引起弃风弃光现象，因此需构建应对风光消纳与输电阻塞的输储联合规划模型，实现配置储能与扩建输电线路之间进行协调优化，包括：为了降低电网弃风弃光率，建立的优化配置模型中以电网年弃风成本、弃光成本、储能等效年投资成本和输电线路等效年投资成本4者之和最小为目标函数，即：minf＝fess+fwind+fpv+fline式中，fess为储能等效年投资成本；fwind为年弃风成本；fpv为年弃光成本；fline为输电线路等效年投资成本；储能等效年投资成本包括可变功率成本和固定安装成本两部分； cvess,k＝kde1+koc+kmc+kdc·cpPress,k+ceEress,k式中：cvess,k和cfess,k分别为节点k处储能的可变功率成本和固定安装成本；xess,k为节点k处储能是否安装决策变量，取0或1；Ωess为储能可供选择安装地点集合；Press,k、Eress,k为节点k处应配置的储能功率和储能容量的连续决策变量；kde为储能年折旧系数；koc、kmc、kdc分别为储能运行、维护、处置成本系数；cp、ce分别为储能单位功率、单位容量成本；年弃风成本及弃光成本： 式中：Ωpv和Ωwind分别为光伏电站和风电场集合；Γ为典型场景集合；ψ为场景时间集合；cwind为单位弃风电价，cpv为单位弃光电价；days为s场景所包含的样本数，Ppv,j,t,s和Pwind,j,t,s分别为t时段内、s场景下光伏电站或风电场j的实际有功功率；分别为t时段内、s场景下光伏电站或风电场j的实际有功功率最大值；输电线路等效年投资成本： 式中：i为贴现率；n为线路经济使用年限；cline,ij为在支路ij新建一条线路的投资成本；为在支路ij新建第p条线路的0-1决策变量；Ωp为待选线路集；所述的考虑风光互补的输储联合规划模型，实现配置储能与扩建输电线路之间进行协调优化，包括如下约束条件：节点功率平衡约束： 式中：和分别为现有线路和待选线路在t时段内、s场景下输送的支路有功功率列向量；Ao和Ap分别表示现有线路和待选线路的节点-支路关联矩阵；Pwind,t,s、Ppv,t,s和Pgen,t,s分别为风电场、光伏电站和火电厂在t时段内、s场景下有功出力列向量；Pl,t,s和Pess,t,s分别为在t时段内、s场景下负荷需求列向量和储能充电功率列向量；支路潮流约束： θref,t,s＝0式中：Ωo为线路集合；为线路数；bij为支路ij的电纳；θi,t,s和θj,t,s分别为t时段内、s场景下节点i、j的电压相角；平衡节点的电压相角θref,t,s取0；为现有线路在t时段内、s场景下输送的支路有功功率列向量；支路输送的功率限值约束： 式中：为支路ij所传输的最大有功功率；和分别为现有线路和待选线路在t时段内、s场景下输送的支路有功功率列向量；为在支路ij新建第p条线路的0-1决策变量；为线路数；所述约束条件还包括：火电机组运行约束： 式中：Pgen,i,t,s为火电厂i在t时段内、s场景下的有功；和分别为火电厂i有功出力上下限；和分别为火电厂i爬坡率、滑坡率；风力发电运行约束： 光伏发电运行约束： 储能运行约束：-Press,k≤Pess,k,t,s≤Press,k 0≤Eess,k,t,s≤Eress,k式中：Press,k和Eress,k分别为第k个储能的额定功率及额定容量；Eess,k,t,s和Pess,k,t,s分别为第k个储能在t时段内、s场景下的存储能量及放电功率；和分别为第k个储能的额定功率上限及下限；xess,k为节点k处储能是否安装决策变量，取0或1；Eess,k,1,s＝Eess,k,t,s+Pess,k,1,s 式中：Eess,k,1,s和Eess,k,t,s为第k个储能在第s场景时首末时段的存储能量；Eess,k,t-1,s为第k个储能在第s场景时t-1时段的存储能量；Pess,k,1,s和Pess,k,t,s为第k个储能在第s场景时首末时段的充放电功率；T仅表示末端时刻，无特殊含义； 式中：和分别为储能配置数目上下限；xess,k为节点k处储能是否安装决策变量，取0或1；Ωess为储能可供选择安装地点集合；旋转备用约束： 式中：Ωgen、Ωl、Ωess、Ωpv和Ωwind分别为系统火电厂集合、负荷节点集合、储能可供选择安装地点集合、光伏电站和风电场集合；Ppv,j,t,s和Pwind,j,t,s分别为t时段内、s场景下光伏电站或风电场j的实际有功功率；Pgen,i,t,s为在时段t内、场景s下火电厂i的实际有功功率；Pl,m,t,s和Rt,s分别为t时段内、s场景下负荷节点m功率需求和必须的备用需求。

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