曹 煒，鐘 廈，王海華，韓學棟，潘 磊

(中國能源建設集團江蘇省電力設計院有限公司，江蘇 南京 211102)

0 引言

近年來，風能等清潔能源發(fā)展迅速，截至2019年9月底，全國可再生能源發(fā)電裝機達到7.64×108kW，其中風電裝機已達1.98×108kW，在電網中占比越來越大[1]，與此同時，風電等新能源發(fā)電對電網安全穩(wěn)定運行的影響也日益顯著[2]。風電等新能源發(fā)電具有間歇性、隨機性和反調峰的特性，規(guī)?；履茉吹陌l(fā)展導致電網的調峰壓力越來越大[3]，甚至出現了一定的棄風限電問題[4]。

針對目前出現的棄風限電問題，研究機構、政府部門也已經進行了大量的研究，如在電源側、電網側配置儲能系統(tǒng)[5-7]，進行火電深度調峰改造[8]，以及進行輔助調峰市場建設[9]等。

此外，隨著氫能的不斷發(fā)展，目前對氫能緩解棄風限電的研究也逐漸深入，但主要集中在風電制氫方面。文獻[10]通過實際案例，對風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化運行的控制策略等進行分析；文獻[11]對風電、制氫系統(tǒng)、燃料電池與超級電容器進行分析，提出了電源側多系統(tǒng)的能量管理策略，在提高風能利用率的同時平抑了直流母線電壓波動；文獻[12-13]對風電制氫的容量配置進行分析，但其配置方法主要對棄風進行分析，對經濟性分析較少；文獻[14-15]對風電制氫的經濟性進行了分析，得出其關鍵因素是氫市場價格的結論。

綜合來看，現有的利用氫能減少棄風限電的研究主要集中在風氫耦合發(fā)電的控制策略、容量配置以及經濟性分析等方面，但對制氫系統(tǒng)參與火電機組深度調峰輔助服務緩解棄風限電方面鮮有研究。

本文對制氫系統(tǒng)參與火電機組輔助調峰服務的容量配置優(yōu)化策略進行研究，在目前輔助調峰市場補償機制下，通過在火電側配置制氫系統(tǒng)，實現深度調峰，緩解目前棄風限電問題。

1 制氫系統(tǒng)參與輔助調峰服務分析

圖1給出了某地區(qū)風電1天中出力情況，從圖中可以看出，風電出力具有間歇性、隨機性和反調峰的特點，特別是負荷水平較低時風電大發(fā)，風電電量無法完全被負荷消納，導致調峰困難和棄風限電現象時有發(fā)生。因此，對新能源大發(fā)時的調峰需求越來越大。

圖1 某地區(qū)風電1天中風電出力情況Fig.1 Output of wind power in an area a day

考慮到以上情況，各省紛紛開展調峰輔助服務市場建設，探索建立調峰輔助服務分擔共享的新機制[16]。輔助調峰服務主要針對火電機組和熱電機組，沿海地區(qū)還包括核電機組。調峰基準值一般在50%左右，并采取“階梯式”調峰服務，對負荷率40%以下、40%～50%的調峰限價進行區(qū)分，北方地區(qū)還對供熱期和非供熱期進行區(qū)分。此外，大多數省份的調峰輔助服務還鼓勵儲能電站等作為單獨調峰或與火電機組聯合參與輔助調峰服務。

由于新能源大發(fā)時存在消納不足等問題，參與輔助調峰服務的大部分火電機組主要對新能源大發(fā)時降低出力獲得深度調峰補償。因此，部分火電廠業(yè)主正探索配置儲能系統(tǒng)減少火電機組出力獲得更多補償。由于氫能的不斷發(fā)展，已有火電廠考慮通過在火電側配置制氫系統(tǒng)，減少火電機組出力，實現深度調峰。

可以看出，在火電側配置一定的制氫系統(tǒng)開展深度調峰服務，一方面可以增加火電廠負荷減少火電機組對外出力，獲得深度調峰補貼；另一方面出售氫氣實現更多的利潤，還可以更加有效緩解新能源消納難題，提高資源利用效率。

2 面向調峰的制氫系統(tǒng)技術經濟模型

面向調峰的制氫系統(tǒng)技術經濟模型主要包括調峰費用模型和調峰效益模型兩部分。

2.1 制氫系統(tǒng)調峰費用模型

2.1.1 常規(guī)機組調峰費用模型

考慮到火電機組的運行狀態(tài)和能耗特性，在電網經濟調度下火電機組的調峰可分為常規(guī)調峰、穩(wěn)燃不投油深度調峰和投油深度調峰等階段[8,17]。火電機組的調峰費用A可以分不同調峰階段表示。

在常規(guī)調峰過程中，主要考慮火電調峰的運行煤耗成本，即

(1)

式中：Pthe為火電機組輸出功率；a、b、c分別為火電機組耗量特性函數系數；Scoal為煤炭價格。

在穩(wěn)燃不投油深度調峰和投油深度調峰階段，由于深度調峰會導致機組壽命減小，增加機組損耗成本，該項增加的費用可表示為

(2)

式中：ε為火電機組運行損耗系數；Sgen為機組費用；N為機組轉子致裂循環(huán)周期。

此外，在投油深度調峰階段，調峰成本還包括投油油耗成本f3以及環(huán)境附加成本f4，即

式中：Poil為投油油量；Coil為單位投油油量費用；Penvi為排污量；Cenvi為單位排污成本費用。

由此，A可以表示為

(5)

2.1.2 火電機組改造費用模型

為了保障地區(qū)電網深度調峰的需求，多個省份火電機組均進行了改造，以保證火電機組能夠接受調度指令進行深度調峰。火電機組的改造費用可以表示為

B=B1+B2+B3

(6)

式中：B為火電機組改造成本，元/(kW·h)；B1為引風機改造成本，元/(kW·h)；B2為脫硫系統(tǒng)改造成本，元/(kW·h)；B3為摻煤成本，元/(kW·h)。

2.1.3 制氫系統(tǒng)調峰費用模型

制氫系統(tǒng)和儲能系統(tǒng)類似，其投資成本主要為初期的投資成本以及在整個電池運行周期內的運行維護成本。

初期的投資成本主要是在儲能系統(tǒng)建設初期一次性投入的固定資金，主要包括土地成本、設備成本和建筑安裝成本。制氫系統(tǒng)的主要設備包括中壓堿性電解水制氫系統(tǒng)、高壓儲氫模塊、中壓緩沖儲氫罐和壓縮機等，這些設備的成本隨著風電制氫系統(tǒng)規(guī)模變化[15]。

制氫系統(tǒng)的初始投資成本為

Ch2=Cland+Cequip+Cinstall=Cunit-h2Ph2+Ccon

(7)

式中：Ch2為制氫系統(tǒng)初始投資成本；Cland為土地成本；Cequip為設備成本；Cinstall為建筑安裝成本(根據制氫系統(tǒng)成本構成，可將其簡化為有關功率的成本函數)；Ph2為制氫系統(tǒng)功率；Ccon為其他設備成本；Cunit-h2為制氫系統(tǒng)功率單價，該單價與制氫設備電解槽型號有關，電解槽功率越大，單價越低。

考慮到制氫系統(tǒng)在整個壽命周期內的正常運行，采用資金回收系數將儲能系統(tǒng)的初期投資成本在壽命周期內平均分攤，即投資等年值

式中：Cb1為投資等年值；f5為資金回收系數；r為折現率或計算期利息；n為制氫系統(tǒng)使用年限，即總計息期數。

制氫系統(tǒng)的運維成本主要與制氫量有關，即

Cmain=Mh2Vh2

(10)

式中：Cmain為制氫系統(tǒng)運維成本；Mh2為制氫量運維單價；Vh2為制氫量。

由此可以得出制氫系統(tǒng)提供調峰輔助服務的費用評估模型

C=Cb1+Cmain

(11)

由式(1)—(11)可以得出儲能系統(tǒng)參與調峰的總體費用模型為

F=A+B+C

(12)

2.2 制氫系統(tǒng)調峰效益模型

2.2.1 制氫系統(tǒng)參與調峰補貼收益

根據調峰輔助服務市場所建立的深度調峰報價方式和價格機制，具體調峰價格內容如表1所示。制氫系統(tǒng)同火電機組協(xié)同出力,參與深度調峰補貼收益可以表示為

X1=αμ∑Ethe-h2

(13)

式中：X1為調峰補貼收益；∑Ethe-h2為火電和制氫系統(tǒng)共同出力調峰電量；μ為每度電階梯補貼。目前深度調峰交易階梯補貼最終價格以對應市場出清價格結算，由于最后所獲得的度電補貼電價一般低于最高限價[9]，因此在補貼收益中設置α為報價修正系數。

2.2.2 制氫系統(tǒng)出售氫氣收益

根據目前制氫設備情況，一般4.5～ 5 kW·h電量可制取1 m3氫氣，通過出售氫氣可獲取一定的收益

X2=ηh2∑Vh2

(14)

式中：X2為出售氫氣收益；ηh2為氫氣售出單價；∑Vh2為制氫量。

由式(13)(14)可以得出儲能系統(tǒng)參與調峰總效益為

X=X1+X2

(15)

根據制氫系統(tǒng)的成本模型和效益模型，可以得出制氫系統(tǒng)參與調峰的總利潤為

Ppro=X-F

(16)

因此制氫系統(tǒng)參與火電調峰的經濟性模型為保證Ppro最大，即Ppro_max。

2.3 制氫系統(tǒng)參與調峰約束條件

制氫系統(tǒng)在參與調峰過程中，對火電機組和制氫系統(tǒng)以及區(qū)域電網均有一定的約束條件。

2.3.1 火電機組約束要求

火電機組約束主要包括火電機組調峰容量約束，爬坡率約束等。

火電機組調峰容量約束為

(1-k)Pmax≤Pthe≤Pmax

(17)

式中：Pmax為火電機組最大出力，一般為火電機組額定功率；k為火電基本調峰能力與最大出力比值。

火電機組爬坡率約束為

(18)

式中：Pthe(t)為火電機組在t時刻時出力；ΔPup和ΔPdown分別為火電機組爬坡功率限制。

2.3.2 制氫系統(tǒng)約束要求

制氫系統(tǒng)需滿足最大和最小功率約束

Ph2-min≤Ph2(t)≤Ph2-max

(19)

式中：Ph2(t)為制氫系統(tǒng)瞬時出力；Ph2_max為制氫系統(tǒng)最大功率；Ph2_min為制氫系統(tǒng)最小功率。

2.3.3 系統(tǒng)功率平衡要求

對于區(qū)域電網，還應保持電源功率以及負荷功率處于平衡的功率約束，可以簡化表示為

Pthe(t)+Pwind(t)=Pload(t)+Ploss(t)

(20)

式中：Pwind(t)為風電場在t時刻時出力；Pload(t)為t時刻負荷功率；Ploss(t)為t時刻棄風功率。

2.4 面向深度調峰的制氫系統(tǒng)容量配置優(yōu)化

制氫系統(tǒng)在火電側與火電機組協(xié)調配合輔助調峰，需要在盡量發(fā)揮制氫系統(tǒng)對火電機組調峰的補充作用的同時，實現盡量少的棄風。同時，在進行調峰時也需要盡量避免電解槽頻繁通電，降低電解槽的耐受性。

根據以上分析，制氫系統(tǒng)在參與輔助調峰時，當電網調度部門向火電機組發(fā)出調峰功率指令，若要求火電出力小于(1-k)Pthe，即要求火電機組出力小于火電機組允許最小出力，則火電以最小功率出力，剩余部分由制氫系統(tǒng)制氫加以補足，考慮到此時調峰收益最大，僅考慮制氫系統(tǒng)在火電機組出力小于火電機組允許最小出力時進行制氫，以消納風電場出力，若火電出力大于0.5Pthe時，此時火電機組需無償承擔調峰義務，調度機構無償調用，當火電機組出力在(1-k)Pthe和0.5Pthe之間，火電機組有能力進行調峰，此時無需制氫系統(tǒng)充電進行調峰。

在容量配置優(yōu)化過程中，以經濟性最優(yōu)為目標，則

f(Ph2,Vh2)=Ppro=X-F

(21)

制氫系統(tǒng)參與輔助調峰容量配置優(yōu)化具體流程圖如圖2所示。圖中，首先初始化火電機組、制氫系統(tǒng)功率等參數，載入區(qū)域電網調峰模型參數，采用遺傳算法確定利潤最大為Ppro_max時的制氫參數。

圖2 制氫系統(tǒng)參與輔助調峰容量配置優(yōu)化流程圖Fig.2 Diagram of capacity allocation optimization of peak shaving of hydrogen production system for auxiliary

3 算例分析

3.1 算例參數

某區(qū)域電網總裝機容量900 MW，其中火電600 MW，風電200 MW，水電約100 MW，水電規(guī)模較小且實現了就地消納。除水電就地消納的負荷外，其他負荷約500 MW。

火電機組為純凝機組，為實現深度調峰，機組已經進行過改造，最低負荷能夠降至43%左右，即k約為0.57。根據火電廠業(yè)主意愿，擬在火電側配置一定的制氫系統(tǒng)，實現深度調峰的目的。

制氫電解槽選用某氫能公司制造的常用水電解設備，根據其提供的設備參數，電解槽功率越大，單位成本價格越低。

圖3 風電場春秋季典型出力及負荷波形圖Fig.3 Waveforms of output power of wind farm and load power in spring and autumn

選取調峰問題較為嚴重的春秋季節(jié)多個時間段風電場出力和負荷曲線，如圖3所示(以電網額定容量為基準的標幺值計算)，采樣周期為15 min。從圖中可以看出，風電場出力波動較為頻繁，在多個時段特別是凌晨和下午時間段呈現逆調峰特性，對風電的消納問題較為困難。如下午有部分時間段風電出力接近滿發(fā)，此時負荷僅為440 MW左右，火電機組降至最低43%出力仍然難以消納所有的風電電量，在沒有制氫系統(tǒng)的情況下，系統(tǒng)將選擇部分棄風。制氫系統(tǒng)與區(qū)域電網參數如表2所示。

表2 制氫系統(tǒng)與區(qū)域電網仿真參數Table 2 Simulation parameters of hydrogen production system and regional power grid

3.2 仿真分析

采用本文提出的制氫系統(tǒng)運行控制策略及容量配置優(yōu)化方法，在火電側配置制氫系統(tǒng)進行經濟性分析，得出春秋季2個典型日棄風電量和總利潤隨不同電解槽容量變化規(guī)律，并得出制氫系統(tǒng)最優(yōu)容量，如表3所示。

表3 棄風量和總利潤隨電解槽變化表Table 2 Abandoned wind and benefits varies with electrolyzer

從表3中可以看出，隨著電解槽功率的增大，所需電解槽數量降低，由于電解槽功率的增加導致單位成本降低，所需制氫系統(tǒng)最優(yōu)容量逐步增加，經濟性隨著電解槽功率的增大而逐步增加，棄風電量逐步減少。

選取制氫系統(tǒng)單個電解槽功率為1 000 kW時，2個典型日中風電場棄風量和利潤總量隨功率變化如表4所示，制氫系統(tǒng)容量對利潤的影響如圖4所示。

表4 棄風量和總利潤隨功率變化表Table 2 Abandoned wind and benefits varies with power

圖4 制氫系統(tǒng)容量對利潤的影響Fig.4 Influence of capacity of hydrogen production system on profit

從表4和圖4中可以看出，隨著制氫系統(tǒng)容量和功率的增加，制氫系統(tǒng)的經濟效益呈現先增后降的趨勢。如表4中制氫系統(tǒng)功率為22 MW時利潤反較15 MW時少1 503元。這是由于制氫系統(tǒng)接入較小時，系統(tǒng)電解槽都能夠得到充分利用，同時其規(guī)模能夠保證絕大多數風電不棄風，當制氫系統(tǒng)功率增大時，由于風電功率的波動性導致部分電解槽并未得到充分利用，從而導致經濟性降低。

若沒有制氫系統(tǒng)，該火電機組僅能消納部分新能源，電網在春秋季2個典型日棄風總量為67.77 MW·h。而當制氫系統(tǒng)容量為20 MW時，棄風總量僅為0.33 MW·h，可以看出采用制氫后，棄風總量有了明顯減少，同時能夠獲得較大利潤。

4 結論

針對目前出現的棄風限電現象和新能源消納難題，本文以制氫系統(tǒng)參與輔助調峰服務為背景，提出了制氫系統(tǒng)參與火電機組深度調峰的技術經濟模型和制氫系統(tǒng)運行控制策略，考慮受風電波動影響的電網綜合負荷，在考慮火電及制氫系統(tǒng)約束條件下，得出經濟性最優(yōu)的的容量配置方案。本文所提出的制氫系統(tǒng)容量優(yōu)化配置策略，能夠將電網無法消納的棄風電量通過電解水制氫進行利用，有效提高了資源利用效率。