顧 玖，王晨磊，解 大

(上海交通大學電子信息與電氣工程學院，上海 200240)

隨著風電、光伏發(fā)電成本不斷地降低，新能源發(fā)電已逐步進入平價上網(wǎng)時代，新能源發(fā)電的裝機量在未來將逐漸擴大[1-3]。然而可再生能源出力具有波動性和間歇性的特點，2019年全國棄風電量約169億千瓦時，平均棄風率4%；全國棄光電量約46億千瓦時，平均棄光率2%[4]。大量的可再生能源棄電量給經(jīng)濟造成巨大的損失[5-7]，提高可再生能源的消納能力，成為當前與未來亟需解決的問題。

針對新能源接入電網(wǎng)的消納問題，國內(nèi)外研究人員在儲能系統(tǒng)、多能互補以及電力市場設計等多個角度開展研究。在儲能系統(tǒng)方面，文獻[8]建立了電動汽車充電站的調(diào)度策略，以實現(xiàn)風電的波動抑制；文獻[9]通過考慮包含電、熱、氣的廣義儲能以及可控負荷，實現(xiàn)對綜合能源系統(tǒng)的優(yōu)化運行；文獻[10]針對風電消納問題，提出了含風電—儲能的熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)的能量優(yōu)化函數(shù)。針對多能互補，文獻[11]構建了電力—天然氣(power to gas, PTG)電轉(zhuǎn)氣的電—氣聯(lián)合網(wǎng)絡經(jīng)濟調(diào)度模型。在電力市場設計研究中，文獻[12]從可再生能源配額和綠證交易的角度，構建了考慮可再生能源配額的并網(wǎng)風電經(jīng)濟調(diào)度模型，分析了其對風電消納量的影響；文獻[13]設計了適應可再生能源配額制的電力市場體系，通過建立消納量二級市場，刺激市場成員主動購買綠色電能；文獻[14]構建了電力市場下構建風電—光伏—儲能聯(lián)合優(yōu)化運行決策模型，分析了發(fā)電設備的出力安排。

隨著全球氫燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，氫氣來源和制氫技術備受關注[15]。利用風力發(fā)電、太陽能發(fā)電等的剩余電力(即調(diào)峰谷電及無法上網(wǎng)的富裕電力) 電解水制氫，具有發(fā)電成本低、工藝路線低碳環(huán)保等優(yōu)勢，被認為是目前實現(xiàn)大規(guī)模制氫的理想途徑，受到業(yè)內(nèi)普遍重視[16-17]。國內(nèi)關于氫能在綜合能源系統(tǒng)的研究也取得了一定的進展。文獻[18]建立了電熱氫多源儲能系統(tǒng)，用于提升電網(wǎng)的調(diào)節(jié)能力；文獻[19]中考慮了電轉(zhuǎn)氣和燃氣輪機的協(xié)調(diào)工作，實現(xiàn)對綜合能源削峰填谷和風電消納的作用；文獻[20]以風氫耦合并網(wǎng)系統(tǒng)為研究對象，分別提出系統(tǒng)容量配置和能源管理控制策略，以降低該系統(tǒng)的并網(wǎng)功率波動。通過以上的研究可知，氫能的應用仍處于探索階段，主要集中在某些特定的應用場景，如風—氫新能源并網(wǎng)系統(tǒng)，以氫能—化工業(yè)耦合系統(tǒng)以及含氫能的綜合能源利用等。

2016年10月發(fā)布的《中國氫能產(chǎn)業(yè)基礎設施發(fā)展藍皮書(2016)》[21]，提出了中國氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展路線圖，首次對中國中長期加氫站和燃料電池車輛發(fā)展目標提出了規(guī)劃。由此可見，以燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)為導向的氫能應用場景具有極大的研究價值，但是針對燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)的高效制氫和加注服務方案的研究較為不足。

基于此，本文以可再生能源大量接入的配電網(wǎng)為例，以大規(guī)模燃料電池汽車氫能供應為導向，首先提出一種用于高滲透率配電網(wǎng)下面向新能源消納的電—氫一體化站建設方案；然后分析了一體化站在多種市場交易場景下的交易策略，并通過建立電—氫能量轉(zhuǎn)換模型，提出了一種電—氫一體化站的多目標優(yōu)化模型；最后通過算例仿真驗證該一體化站的經(jīng)濟性以及對電網(wǎng)新能源消納能力的提升。

1 電—氫一體化站的結構設計

1.1 電—氫一體化站組成結構

電—氫一體化站是融合電解槽制氫站、儲氫站和燃料電池發(fā)電站的智能一體化站，在提供最基本的燃料電池汽車加氫服務的同時，站內(nèi)的燃料電池發(fā)電系統(tǒng)實現(xiàn)了參與電網(wǎng)的調(diào)頻輔助服務市場以及支撐配電網(wǎng)電壓穩(wěn)定等。電—氫一體化站的整體構架包括調(diào)度中心、電解水制氫站、儲氫系統(tǒng)、燃料電池發(fā)電站及氫氣加注站5個部分，如圖1所示。

圖1 電—氫一體化站總體結構Figure 1 Overall structure of electricity-hydrogen integrated station

1)調(diào)度中心。調(diào)度中心負責電—氫一體化站的運行的穩(wěn)定和安全，其主要包括處理采集系統(tǒng)的數(shù)據(jù)、監(jiān)視站內(nèi)主要設備、電—氫能量轉(zhuǎn)換系統(tǒng)以及電網(wǎng)系統(tǒng)的運行狀態(tài)。根據(jù)監(jiān)控數(shù)據(jù)以及一體化站的運行策略，控制一體化站內(nèi)各子系統(tǒng)的運行。

2)制氫系統(tǒng)。制氫系統(tǒng)是一體化站的核心模塊，具有氫氣制造、消納電網(wǎng)中波動電能的作用。本文采用目前主流的堿式電解槽來實現(xiàn)制氫，堿性電解槽通過電能破壞水分子的氫氧鍵以獲得氫氣和氧氣，其效率一般在75%～85%。

3)儲氫站。儲氫站是一體化站中氫氣的儲存場所，充當氫能的中轉(zhuǎn)、儲存的作用。由于高壓氫氣存儲效果較好，不存在氫氣蒸發(fā)現(xiàn)象，因此一體化站采用該方式。儲氫站中氫氣的去向包括向加注站傳輸氫氣、將氫氣供給站內(nèi)的燃料電池發(fā)電系統(tǒng)。

4)燃料電池發(fā)電系統(tǒng)。燃料電池發(fā)電系統(tǒng)是一體站中另一個能源轉(zhuǎn)換系統(tǒng)，將站內(nèi)儲存的氫氣通過燃料電池發(fā)電供給電網(wǎng)，以支持電網(wǎng)的調(diào)頻調(diào)峰任務，提高電網(wǎng)運行的可靠性和效率。

5)氫氣壓縮系統(tǒng)與加注站。壓縮系統(tǒng)實現(xiàn)了氫氣不同氣壓等級的轉(zhuǎn)化，壓縮后的氫氣可存儲到高壓儲氫系統(tǒng)或者直接供給加注站。除此之外，加注站是面向用戶的窗口，加注站中氫氣的來源包括高壓儲氫系統(tǒng)和制氫系統(tǒng)的直接產(chǎn)出2個方面。根據(jù)燃料電池車的車載儲氫壓力不同，加注機設置不同的氣壓等級的獨立噴嘴，實現(xiàn)氣壓的二次轉(zhuǎn)化。

1.2 一體化站的功能設計

能量轉(zhuǎn)換系統(tǒng)可靈活控制一體站的運行狀況，配合一體化站主控系統(tǒng)的調(diào)控，一體化站可以實現(xiàn)以下3個主要功能。

1)削峰填谷。一體化站根據(jù)電網(wǎng)的調(diào)頻需求量，改變一體化站的運行狀態(tài)和不同狀態(tài)下能量流動的方向和大小，以達到對電網(wǎng)負荷削峰填谷的效果。

2)可再生能源消納。一體站可以利用儲氫站平抑電網(wǎng)中波動的、間歇的可再生能源發(fā)電，從而提高該區(qū)域負荷的電能質(zhì)量。同時，在低負荷時對富余的風電和光伏發(fā)電進行吸收，降低可再生能源的棄風(光)率。

3)向燃料電池汽車供氫。供氫是一體化站的基礎的功能，也是其核心的業(yè)務。一體化站通過電能交易以及一體化站內(nèi)部的優(yōu)化運行，實現(xiàn)大規(guī)模高效地制氫商業(yè)化模式。

2 一體化站的運行狀況

2.1 一體化站參與市場的情況分析

根據(jù)一體化站的功能設計，結合電力市場的各類市場特點，分析了一體化站參與主能量市場交易以及可再生能源市場，以實現(xiàn)削峰填谷和可再生能源消納2大主要的功能。一體化站參與市場的基本框架如圖2所示。

圖2 一體化站參與市場的基本框架Figure 2 Basic framework of integrated stations that participates in the market

2.2 “主能量—調(diào)頻”兩級市場交易

電價是電力市場的核心，一體化站作為綜合能源系統(tǒng)，其在主能量市場交易過程中只需關注電價的高低即可。在電價高時，一體化站將儲氫站中的氫能通過燃料電池發(fā)電；在電價低時，一體站通過電解槽制氫儲在儲氫站中，從而起到削峰填谷的作用。由于調(diào)頻市場的電價更高，且一體站通過氫發(fā)電的調(diào)頻速率較快，因此一體站在調(diào)頻輔助市場可獲得更高的收益。通過在“主能量—調(diào)頻”兩級市場中差異化的電價方式，一體化站可實現(xiàn)運行成本的優(yōu)化，在主能量市場不同電價下一體站的購電策略如圖3所示。

圖3 一體化站在分時電價下的購電策略Figure 3 Power purchase strategy of integrated station under time-of-use price

2.3 可再生能源市場交易

當配電網(wǎng)中含有大量的可再生能源時，將對配電網(wǎng)中負荷的正常運行造成電能質(zhì)量下降的問題?；诖?，本文根據(jù)日前的一體化站同一母線上的相鄰負荷的負荷上報量，對可再生能源產(chǎn)生的波動性電能進行消納?？稍偕茉词袌鱿乱惑w化站與各市場主體的交互策略如圖4所示，與一體化站接于同一母線的有該區(qū)域的其他用電負荷。

圖4 可再生能源市場下一體化站與市場主體的交互Figure 4 Interaction between integrated stations and market entities in the renewable energy market

一體化站具體的交互流程如下。

1)區(qū)域負荷上報日前負荷需求。

2)一體化站上報日前站內(nèi)可供調(diào)頻容量，與調(diào)度中心簽訂消納可再生能源合同和電能質(zhì)量合同，負責該區(qū)域負荷的電能質(zhì)量穩(wěn)定。

3)電網(wǎng)調(diào)度中心根據(jù)區(qū)域的頻率、電壓實時的波動情況，調(diào)節(jié)電—氫一體化站的運行模式以及制氫系統(tǒng)和燃料電池的運行功率。

4)對于電網(wǎng)來說，一體化站需負責區(qū)域負荷的用電質(zhì)量和電網(wǎng)頻率、電壓穩(wěn)定；否則需向電網(wǎng)和用戶繳納罰金。在此基礎上，消納過剩的可再生能源，從而提高系統(tǒng)的可再生能源的消納能力，減少棄風棄光現(xiàn)象。

3 市場環(huán)境下一體化站優(yōu)化運行模式模型

3.1 市場環(huán)境下一體化站優(yōu)化運行模式模型

3.1.1 目標函數(shù)

電—氫一體化站的運行同時涉及到與電網(wǎng)和氣網(wǎng)的雙向互動，包括競價購電、參與可再生能源市場、參與調(diào)頻輔助服務市場。同時，一體化站還需向燃料電池汽車提供加氫服務。

電—氫一體化站的優(yōu)化運行是以負荷側一體化站的運行商的角度來看待問題，以一體化站總運行成本最小為目標函數(shù)，即

minC=min(Ctr+CT)

(1)

式中C為一體化站總運行成本；Ctr為一體化站參與外部電、氫氣能源交易成本；CT為一體化站內(nèi)部設備運行成本。

1)參與外部電、氫氣能源交易成本。一體化站的能源交易成本可分為2種，一體化站與電網(wǎng)的能源交易、一體化站與氫負荷用戶的能源交易。

則能源交易的總成本為

(2)

2)站內(nèi)能量轉(zhuǎn)換設備運行成本。一體化站的運行成本是各個設備的運行成本之和，即

(3)

3.1.2 約束條件

1)氫能功率交換約束。

(5)

2)儲氫系統(tǒng)約束。

(6)

3)電功率交換約束。

(7)

4)能量傳輸約束。電解槽制氫功率為

(8)

根據(jù)文獻[22]，氫燃料電池的簡化輸出電功率為

(10)

壓縮機耗能與儲氫罐的輸入氫量有關，則壓縮機耗能為

(11)

4 仿真算例

4.1 一體化站基本數(shù)據(jù)輸入

本文以某配電網(wǎng)實際數(shù)據(jù)運行為例，一體化站的關鍵設備配置如表1所示。該區(qū)域的分時電價如表和燃料電池汽車的日需求曲線如圖5所示，該地區(qū)的可再生能源發(fā)電預測量如圖6所示。除此以外，氫能的售價為37元/kg，新能源的電價為0.29元/(kW·h)，調(diào)頻服務市場的電價以4元/(kW·h)。一體化站的運行優(yōu)化模型在Matlab環(huán)境下應用Yalmip工具箱建模并調(diào)用CPLEX優(yōu)化工具求解。

表1 算例裝置的相關參數(shù)Table 1 Related parameters of the calculation example device

圖5 分時電價與氫燃料電池汽車需求預測曲線Figure 5 Time-of-use electricity price and hydrogen fuel cell vehicle demand forecast curve

圖6 風電與光伏預測值Figure 6 Forecast of wind power and photovoltaics

4.2 一體化站運行狀態(tài)集求解

為了研究外部的電價變化以及燃料電池汽車加氫需求變化對一體化站運營策略的影響，本文對一體化站的運行狀態(tài)集進行求解。由于一體化站的主要業(yè)務是售氫的服務，氫價的價格遠高于電價，且相對穩(wěn)定。因此，一體化站首先需要滿足氫負荷的需求，通過電解槽制取相應的氫量。

對氫負荷、儲氫站進行分級，用于一體化站控制指令的判定條件。級別劃分的越多，則一體化站運行模式的解集也越多，對優(yōu)化的效果越好。為了減少計算的時間，類比分時電價，將氫負荷劃分為峰荷、腰荷和谷荷。分時氫負荷如圖7所示。

圖7 分時氫負荷Figure 7 Time-sharing hydrogen load

為了便于一體化站做出運行的決策，本文分析了一體化站的運行方式的全部解集，共分為以下4種運行模式。

1)購電儲氫模式。在電價處于谷時或者儲氫站的剩余氫量不足時，綜合考慮燃料電池汽車的負荷情況以及儲氫站的剩余容量，一體化站需從電網(wǎng)中購買電能用于制氫。除去用于當前的氫負荷需求，剩余的氫氣將存儲到儲氫站中。

2)儲能支撐模式。在電價處于峰時或者電網(wǎng)有調(diào)頻調(diào)峰需求時，綜合考慮當前的儲氫站的容量以及調(diào)速約束，控制站內(nèi)燃料電池的發(fā)電功率，以達到競標的調(diào)頻量。同時，需保證一體化站儲氫站的剩余氫量可供于當前和未來的燃料電池負荷的加氫需求。當市場環(huán)境下調(diào)頻服務收益優(yōu)于氫能存儲的損耗成本，一體化站做出支撐電網(wǎng)的決定。

3)雙供模式。當氫負荷處于高需求而儲能站的輸氫速率不足時，綜合考慮售氫成本與購電成本，配置制氫站和儲氫站的輸出占比，使兩者同時處于供氫狀態(tài)。

4)清潔模式。清潔模式是當氫負荷和電網(wǎng)負荷同時處于腰荷時，常規(guī)購電成本較高時，通過同時消納實時電網(wǎng)中過剩的可再生能源制氫以及輸出儲氫站中的氫能，實現(xiàn)一體化站中儲能的節(jié)約運行和可再生能源的消納，此時的氫能供應只來源于可再生能源的不同時間尺度上的轉(zhuǎn)化，因此稱為清潔模式。

一體化站的運行方式的全部解集如圖8所示。將各個時刻的氫需求和常規(guī)電價、清潔能源消納量、能源轉(zhuǎn)換系數(shù)等數(shù)據(jù)代入到4種解集中計算，以一體化站的運行成本作為目標，可計算出日內(nèi)一體化站各時刻的運行模式。

圖8 一體化站運行方式的解集Figure 8 Solution sets of integrated station operation mode

根據(jù)一體化站以上列出的4種運行模式，得到的具體能源流向如表2所示。表2顯示了不同模式下所發(fā)生的電價場景以及氫負荷場景的特征，并在此基礎上顯示了不同模式下站內(nèi)能量流動方向以及不同設備的開關運行狀態(tài)。為方便描述，SEL為制氫站，SHT為儲氫站，SFC為燃料電池發(fā)電站，LH2為燃料電池汽車負荷，G為電網(wǎng)。實現(xiàn)能量互動(能量流動的方向采用“→”表示)。

表2 一體化站不同運行狀態(tài)的能流Table 2 Energy flow of the integrated station in different operating states

開關量狀態(tài)根據(jù)設備類型，分為單向開關和雙向開關，μ單向={0，1}，0/1為停運/運行；μ雙向={0，1，-1}，0/1/-1為停運/輸入/輸出。

表3 新能源模型優(yōu)化結果Table 3 New energy model optimization results

根據(jù)電網(wǎng)電價、新能源發(fā)電量及氫負荷需求實時變化，一體化站與電網(wǎng)的電能交易優(yōu)化結果如圖9所示；一體化站中的電—氫轉(zhuǎn)換及氫儲裝置出力優(yōu)化仿真結果如圖10所示。由圖9、10可知，在23：00—05：00電網(wǎng)處于谷時電價，氫負荷需求較小，一體化站在購電儲能模式下運行，通過電解槽、儲氫站、壓縮機的協(xié)調(diào)運行，在滿足氫負荷需求的同時，實現(xiàn)對儲氫站的高效儲氫，并在06：00點時刻，儲氫站達到峰值。在06：00—08：00時間段，電價處于腰時價格，氫負荷需求逐漸上升。由于電網(wǎng)中存在著可再生能源發(fā)電，一體化站運行在清潔模式。此時儲能站含有大量夜間購買清潔能源制好的“低價”氫能，為了節(jié)約運行成本和避免氫能在儲氫罐中的損耗，此時的一體化站將同時調(diào)度儲氫裝置的輸出和制氫裝置的輸出，保證氫負荷的供應。由于通過購買可再生能源制氫緩解了儲能站的氫能供應壓力，因此儲能站的運行特點是以低速方式輸出氫能。而在12：00—16：00時間段，由于一體化站需要保證峰時電價時刻的氫負荷供應，一體化站需要在平時電價購電補充一定量的電能，所以一體化站同時處于雙供模式。在09：00—11：00、18：00—22：00電網(wǎng)處于峰時電價時，同時一體化站向電網(wǎng)提供調(diào)峰服務獲得收益，此時一體化站運行于儲能支撐模式，儲氫站處于高強度放能的狀態(tài)。

圖9 一體化站與電網(wǎng)交易的優(yōu)化仿真結果Figure 9 Optimization simulation results of the transaction between the integrated station and the grid

圖10 一體化站內(nèi)部設備運行優(yōu)化仿真結果Figure 10 Optimization simulation results of internal equipment operation in the integrated station

4.3 優(yōu)化結果

基于文4.2節(jié)的一體化站運行狀態(tài)解集，結合優(yōu)化模型的目標函數(shù)和約束條件，則棄風棄光率對比如表3所示，一體化站整體的運行成本如表4所示。

表4 一體化站日運行成本Table 4 Daily operating cost of the integrated station

由表3可知，一體化站單日的風電消納電量達12.27 MW，結合圖6、10的優(yōu)化結果可知，一體化站在夜間將過剩的風電和白天未利用的光伏發(fā)電利用來制氫，從而達到降低棄風棄光的效果。從配置一體化站前后地區(qū)的新能源發(fā)電的利用率變化來看，配置一體化站能夠大幅提高了地區(qū)的新能源消納能力。因此，本文提出的一體化站可在滿足燃料電池汽車的氫需求的基礎上，有效地降低地區(qū)棄風棄光現(xiàn)象。

由表4可知，一體化站的日運行成本主要集中在電能購買消耗中，同時新能源的購電成本低于現(xiàn)貨市場的購電成本。通過本文的優(yōu)化算法可得到的不同市場狀態(tài)下一體化站的多種運行模式，從而實現(xiàn)購電成本以及設備運行成本的最優(yōu)。雖然在能源轉(zhuǎn)換和存儲的過程中有一定的能源損耗，但是氫能的成本更高以及具有可儲性的特點，使得一體化站可以實現(xiàn)獲利以及削峰填谷的目標。

4 結語

本文構建了電力市場下電—氫一體化站的優(yōu)化運行模型，結合算例仿真，得出以下結論。

1)針對一體化站的運行商，參與常規(guī)購電交易、可再生交易、調(diào)頻輔助服務多種交易機制，有利于降低一體化站的運行成本和促進電網(wǎng)與負荷的交互。

2)電—氫一體化站的主要運行成本集中在電能購買，由于可再生購電成本更低，因此電網(wǎng)中可再生能源發(fā)電的比例越高，一體化站的購電成本越低。同時，配置一體化站后新能源消納比例提高了36.6%，因此，一體化站對于高比例新能源接入電網(wǎng)具有互利的效果。

3)由于各種能源的價格與一體站的運行成本強關聯(lián)，單一的能源價格增長將導致一體化站運行成本急劇增長，為了提高一體化站的抗風險能力與總運行成本的降低，一體化站需拓寬更多的盈利模式，參與更多能源市場的交易。