买专利卖专利找龙图腾，真高效！ 查专利查商标用IPTOP,全免费！专利年费监控用IP管家,真方便！

龙图腾网获悉大连理工大学申请的专利一种流域水风光一体化关键运行风险识别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：CN119849943B 。

龙图腾网通过国家知识产权局官网在2025-09-02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：202510299662.1，技术领域涉及：G06Q10/0635；该发明授权一种流域水风光一体化关键运行风险识别方法是由张俊涛;王明博;程春田设计研发完成，并于2025-03-14向国家知识产权局提交的专利申请。

本一种流域水风光一体化关键运行风险识别方法在说明书摘要公布了：本发明属于流域水风光一体化运行技术领域，涉及一种流域水风光一体化关键运行风险识别方法。首先，从水电综合利用需求、多层级调度、多时间尺度、水风光互补等复杂协调运行要求出发，构建梯级水电运行风险体系以及构建该体系的七个量化指标；其次，构建流域水风光清洁能源基地年度8760h全景时序运行仿真模型，对比计算新能源接入前后梯级水电运行风险变化水平；最后，提出耦合TOPSIS和AHP的风险排序方法，消除不同风险指标单位和量级差异，识别出关键风险。以金沙江下游清洁能源基地为应用实例，揭示了各风险分布特性，发现水电弃水、出力波动、调峰压力风险对新能源接入更为敏感，并探析了风险对季节、新能源装机的敏感性。

本发明授权一种流域水风光一体化关键运行风险识别方法在权利要求书中公布了：1.一种流域水风光一体化关键运行风险识别方法，其特征在于，包括如下步骤： 步骤1构建水风光多能互补运行风险指标体系：考虑水电出力波动指标、库水位波动指标、尾水位波动指标、跨越振动区指标、水头受阻深度指标、弃水量指标以及调峰压力指标七个指标来构建水风光一体化下的梯级水电站运行风险评价指标体系； 各指标定义如下： 1.1水电出力波动指标： 式中，R·表示极差；Nwaveh，t表示水电站h在时段t和时段t+2之间的出力波动值，MW；Nh,t表示水电站h在t时段初的库水位，m； 1.2库水位波动指标： 式中，Zwaveh，t表示水电站h在时段t和时段t+2之间的库水位波动值，m；Zh，t表示水电站h在t时段初的库水位，m； 1.3尾水位波动指标： 式中，Zdwaveh，t表示水电站h在时段t和时段t+2之间的库水位波动值，m；表示水电站h在t时段的尾水位，m； 1.4跨越振动区指标： 式中，表示水电站h在t和t+1时段间跨越振动区率，％；表示水电站h机组u在时段t和时段t+1之间是否跨越振动区，1表示跨越振动区，0表示未跨越振动区；Uh表示水电站h机组总数，取值在[0，100％]区间内； 1.5水头受阻深度指标： 式中，表示水电站h在时段t的水头受阻深度，m；表示水电站h的设计发电水头，m；Hh，t表示水电站h在时段t的发电水头，m； 1.6弃水量指标： 式中，VWh表示水电站h在风险考察时段Ts日的水电弃水量，万m3；QWh，t表示水电站h在时段t的平均弃水流量，m3s； 1.7调峰压力指标： peakings，d＝R{NHs,t|s＝1，...，S；t＝1，...，Td}7 式中，peakings,d表示水风光混合电站s在d日的水电负荷峰谷差，MW；NHs，t表示水风光混合电站s在时段t的水电负荷，MW；S表示流域清洁能源基地的水风光混合电站总数；Td表示时段总数； 步骤2构建多直流外送梯级水电联合运行仿真模型： 2.1目标函数： maxF1-F28 式中：F1为流域水风光多能互补系统总发电量，MW；F2为系统弃水惩罚；H,Sh，T分别表示梯级电站集合，电站h的分厂集合，调度时段集合；phh，s,t表示水风光混合电站h，s在时段t的出力，MW；qwh，t表示水电站h在时段t的弃水流量，m3s；β为弃水惩罚系数； 2.2约束条件： 1水力约束包括： 水量平衡约束： vh，t＝vh，t-1+qih，t-qph，t-qwh，t360010000 10 式中，qih，t，qph，t和qwh，t分别表示水库h在时段t的入库流量，发电流量和弃水流量，m3s；vh，t表示水库h在时段t的库容，万m3； 水力联系约束： 其中，qnh，t表示水库h在时段t的区间流量，m3s；uh表示水电站h的直接上游电站，UHh表示水电站h的直接上游电站集合；qpuh，t表示上游电站uh在时段t的发电流量，qwuh,t表示上游电站uh在时段t的弃水流量；dtuh，h表示从上游电站uh到下游电站h的水流滞时，h； 水文基础曲线： 其中，vh，t表示水库h在时段t的库容，qsh，t表示水库h在时段t的出库流量；和分别表示水库h的水位-库容曲线和尾水位-泄量曲线；zh，t和zdh，t分别表示水库h在时段t的库水位和尾水位，m； 水头约束： 其中，Hh，t表示水库h在时段t的水头，m； 水力边界条件： 其中，和分别表示水库h在时段t的库容上下限，万m3；qph,t+qwh,t表示出库流量；和分别表示水库h在时段t的出库流量上下限，m3s；qps，t表示水风光混合电站s在时段t的水电发电流量，和分别表示水风光混合电站s在时段t的水电发电流量上下限，m3s；phs，t表示水风光混合电站s在时段t的水电出力，和分别表示水风光混合电站s在时段t的水电出力上下限，MW；vh，0和vh，T分别表示水库h的始末库容，和分别表示水库h的始末库容限制，万m3； 2水电机组约束包括： 水电机组动力特性： 由于模型仿真周期为日，因此采用日内固定耗水率进行出力计算： phu，t·wcrh，d＝3600·qpu，t 20 式中，phu，t表示机组u在t时段的出力，MW；qpu，t表示机组u在t时段的水电发电流量；wcrh,d表示电站h在d日的日均耗水率，m3kWh； 机组开停机状态约束： xu,t+1-yu，t+1＝Iu,t+1-Iu，t 21 xu，t+yu，t≤122 xu，t，yu，t，Iu，t∈[0，1] 23 式中：xu,t和yu，t分别表示机组u在t时段初的开机动作、关机动作：xu，t＝1表示机组u在t时段初有开机动作，xu,t＝0表示机组u在t时段初无开机动作；yu，t＝1表示机组u在t时段初有关机动作，yu,t＝0表示机组u在t时段初无关机动作；Iu，t表示机组u在时段t的开停状态，1表示开启，0表示关闭； 机组运行振动区约束： 避免机组处于振动区工作，根据水头限制机组可行区，公式表示如下： 式中：和分别表示机组u在t时段第n个可行区的出力下限和上限，MW；机组运行边界： 式中：和分别表示机组u在t时段的出力上下限；和分别表示机组u在t时段的水电发电流量上下限；表示机组u在t时段的出力爬坡，MW； 机组开停机持续时间： 式中：和分别表示机组u的开机最小持续时间和关机最小持续时间； 3框架协议分电比例约束包括： 直流外送负荷阶梯形状系数约束： 由于直流联络线运行功率限制，对水风光集群互补出力提出阶梯形状系数约束，公式表示如下： 式中：λh，s表示水风光混合电站h，s的负荷形状曲线放缩控制变量；表示水风光混合电站h，s外送直流联络线时段t的负荷形状系数值；loadh,s,t表示水风光混合电站h，s外送直流联络线在时段t的传输功率，MW； 水风光混合电站外送负荷约束： 水风光混合电站总出力应当平衡相应的受端负荷需求，公式表示如下： 式中，表示水风光混合电站h,s在时段t的通过直流外送出力；表示水风光混合电站h,s外送直流联络线在时段t的容量，MW； 水风光混合电站水电留存约束： 水风光混合电站中部分水电电量需要留存本省，留存电量需要满足一定比例要求，公式表示如下： 式中，phh，t表示水电站h在时段t的出力；sh表示水电站h包含的水风光混合电站索引集合；和分别表示水风光混合电站h,s在时段t的留存本省出力和通过直流外送出力，MW；表示水风光混合电站h,s在第d天要求留存的水电电量占水电总发电量的比例； 枯期外送、留存电量分配约束： 水电站混合电站中在枯期外送时，留存电量分配要平衡，公式表示如下： 式中，表示水电站h在枯期留存本省的总电量，MWh；表示水风光混合电站h,s在枯期的外送电量分配比例系数；Δt表示发电时段；Tdry表示枯期时段总数； 汛期外送、留存电量分配约束： 水电站混合电站中在汛期外送时，留存电量分配要平衡，公式表示如下： 式中，表示水风光混合电站h,s在汛期的外送电量分配比例系数；表示水风光混合电站h,s在汛期的留存电量分配比例系数；Twet表示汛期时段总数； 枯期置换条件下外送、留存电量分配约束： 在枯期溪洛置换条件下外送时，留存电量分配要平衡，公式表示如下： 式中，和分别表示水风光混合电站h,s在时段t的留存本省出力和通过直流外送出力；表示水风光混合电站h,s在枯期的留存电量分配比例系数；表示水风光混合电站h,s在枯期的外送电量分配比例系数；phh，t表示水电站h在时段t的出力；表示水电站h枯期置换留存总电量，MWh； 汛、枯期分配系数约束： 水电站混合电站在汛、枯期分配系数要满足一定约束，公式表示如下： 式中，表示水风光混合电站h,s在汛期的外送电量分配比例系数； 步骤3构建多直流外送水风光一体化运行仿真模型： 3.1目标函数： 最大化梯级水风光系统总发电量，并引入弃水和新能源弃电惩罚，如下所示； maxF1-F2-F3 43 式中：F1为流域水风光多能互补系统总发电量；F2为系统中水电弃水惩罚；F3为系统风电和光伏弃电惩罚；phh，s，t，和分别表示水风光混合电站h,s在时段t的水电出力、风电可消纳出力和光伏可消纳出力，MW；和分别表示水风光混合电站h,s在时段t内的风电弃电和光伏弃电，MW；qwh，t表示水电站h在时段t的弃水流量，m3s；β为弃水惩罚系数； 3.2约束条件： 1水力约束： 同式10-19； 2水电机组约束： 同式20-29； 3框架协议分电比例约束： 同式30，32-42； 4水风光互补运行约束： 式46和47分别是风电和光伏理论出力的经验公式；式48和49表示新能源优先消纳约束，控制新能源总弃电率在3％以内； 式中，分别表示水风光混合电站h,s中风电、光伏电的装机容量，MW；分别表示水风光混合电站h,s在时段t的理论风电出力和理论光伏出力，MW；vh，s，t表示水风光混合电站h,s在时段t的平均风速，ms；分别表示水风光混合电站h,s中风力机的切入风速、切出风速和额定风速，ms；Rh，s，t，Th，s，t分别表示水风光混合电站h,s中的光伏电站在时段t内的平均太阳辐射强度和太阳能电池组的平均表面温度；Rstc,Tstc分别表示标准条件下的太阳辐射强度和温度；α表示太阳能电池的功率温度系数； 步骤4面向流域水风光一体化的梯级水电关键运行风险识别： 4.1风险量化统计： 运行风险识别以运行样本中的风险量化统计为基础，对步骤2和步骤3的仿真模型求解后获得运行样本，基于步骤1的风险指标以及风险概率、风险期望两个统计角度进行风险量化统计；为进一步表征风光新能源接入并一体化运行后梯级水电运行风险敏感度，以不同时间周期内的风险期望增长率进行风险敏感度量化； 1风险概率Px： 2风险期望Ex： 式中，TS表示风险评估周期内时段数；xh,t表示水电站h在时段t的风险值，m；表示水电站h在t时段x风险是否发生，x风险即步骤1中的水电出力波动指标、库水位波动指标、尾水位波动指标、跨越振动区指标、水头受阻深度指标、弃水量指标以及调峰压力指标七个指标是否超过阈值，是一种布尔变量，0表示不发生风险，1表示发生风险；表示水电站h在t时段x风险的量化值； 4.2风险识别： 基于改进AHP的主客观赋权法，以梯级水电的关键运行参数为依据得出电站风险控制权重矩阵；TOPSIS以风险量化统计的风险敏感度为输入，以电站风险控制权重矩阵为依据分配风险识别权重，将单一水电运行风险聚合成梯级水电整体运行风险，在梯级层面给出运行风险敏感性评分； 1基于改进AHP的主客观赋权法； ①构建包含目标层、准则层和决策层的层次评价模型，其中目标层的目标为电站风险控制权重分配；准则层包含6项准则，分别为装机容量、保证出力、可用库容、最大发电流量、最大出库流量和流域面积；决策层为研究的电站对象； ②构建决策层判断矩阵，如式52所示；bkij表示第k个准则下决策i相对于决策j的重要度，与传统主观赋权法不同，本方法通过准则参数客观给出判断矩阵； ③根据准则层6项准则，执行②，构建判断矩阵集合B＝{Bk|k＝1，2，…m}； ④对判断矩阵集合中每一个判断矩阵进行一致性检验，一致性检验公式如式53和54所示； ⑤计算判断矩阵集合中每一个判断矩阵的最大特征根λkmax对应的特征向量Uk得到式55，进一步依据式56和57得到准则k下决策对象的权重矩阵Wk，其中进一步构建权重矩阵集合W＝{Wk|k＝1，2，…m}； ⑥根据运营者对指标层各指标关注程度给定权重矩阵集合的参考权重向量Δ＝{δk|k＝1，2，…m}，根据式58最终得到电站风险控制权重矩阵ΔW； RCR＝ICIIRI53 式中，ICI为一致性指标；IRI为平均随机一致性指标，取值与矩阵B的阶数有关；λmax为判断矩阵B的最大特征根；RCR表示一致性比率，当RCR＜0.1时，判断矩阵B满足一致性要求，否则重新构造判断矩阵； Uk＝[uk1，uk2,…，ukn]T 55 2优劣解距离法TOPSIS； 为了体现梯级流域运行风险的整体性，引入电站风险控制权重矩阵ΔW，使得TOPSIS解决多对象系统内多风险指标的敏感性聚合排序问题；算法流程如下； ①针对一个包含n个水电站对象，考虑l项风险指标的流域梯级水电系统，根据本发明步骤2和步骤3构建的仿真模型模拟结果，统计出步骤1水风光多能互补运行风险指标体系中7项风险的全年期望值，得到新能源接入后相对接入前的风险期望增长率，分别将其作为新能源接入后7项风险的敏感度，形成7×n的水电运行风险敏感度矩阵Z，如式59所示； ②引入电站风险控制权重矩阵ΔW，与水电运行风险敏感度矩阵Z计算得到考虑水电风险控制权重的运行风险敏感度矩阵Z*，如式60； ③在水电站对象i的加权特征指标集中，提取最小值作为最优风险指标提取最大值作为最劣风险指标得到n个水电站对象的最优风险指标向量和最劣风险指标向量 ④通过式61-63计算得到新能源装机后流域梯级水电系统运行风险的敏感性排序评分X； 式中：表示第r项风险距离最优风险评分的距离，表示第r项风险距离最劣风险评分的距离，Xr表示第r项风险的相对重要度评分。

如需购买、转让、实施、许可或投资类似专利技术，可联系本专利的申请人或专利权人大连理工大学，其通讯地址为：116024 辽宁省大连市甘井子区凌工路2号；或者联系龙图腾网官方客服，联系龙图腾网可拨打电话0551-65771310或微信搜索“龙图腾网”。